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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO FACULTAD DE QUÍMICA DESARROLLO DE UNA METODOLOGÍA DE INSPECCIÓN BASADA EN RIESGO A TRAVÉS DE UN SISTEMA DE MEDICIÓN Y CONTROL DE ESPESORES, APLICADO A TANQUES ATMOSFÉRICOS DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS TESIS QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO QUÍMICO PRESENTA JORGE ALBERTO CORELLA LÓPEZ MÉXICO, D.F. AÑO 2013
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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO
FACULTAD DE QUÍMICA
DESARROLLO DE UNA METODOLOGÍA DE INSPECCIÓN BASADA
EN RIESGO A TRAVÉS DE UN SISTEMA DE MEDICIÓN Y CONTROL
DE ESPESORES, APLICADO A TANQUES ATMOSFÉRICOS DE
ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS
TESIS
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO QUÍMICO
PRESENTA
JORGE ALBERTO CORELLA LÓPEZ
MÉXICO, D.F. AÑO 2013
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JURADO ASIGNADO:
PRESIDENTE: Profesor: Modesto Javier Cruz Gómez
VOCAL: Profesor: Joaquín Rodríguez Torreblanca
SECRETARIO: Profesor: Manuel Miguel López Ramos
1er. SUPLENTE: Profesor: Alfonso Durán Moreno
2° SUPLENTE: Profesor: Néstor Noé López Castillo
SITIO DONDE SE DESARROLLÓ EL TEMA:
TORRE DE INGENIERÍA, PISO 4 ALA NORTE
FACULTAD DE QUÍMICA
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO, C.U.
ÍNDICE
Capítulo I
1.1 Objetivos .......................................................................................................... 1
Objetivo General ............................................................................................... 1
Objetivos Particulares ....................................................................................... 1
1.2 Introducción ..................................................................................................... 1
Capítulo II Marco Teórico
2.1 Tanques atmosféricos .................................................................................... 4
2.1.2 Materiales de construcción ......................................................................... 5
2.1.3 Riesgos en tanques...................................................................................... 6
2.1.4 Averías en tanques....................................................................................... 7
2.2 Inspección Basada en Riesgo (IBR) ............................................................ 11
2.2.1 Aplicación de la Inspección Basada en Riesgo ....................................... 13
2.2.2 Mecanismos de deterioro .......................................................................... 15
2.2.3 Alcance ........................................................................................................ 18
2.2.4 Proceso de Inspección Basada en Riesgo .............................................. 19
2.2.5 Inspección Basada en Riesgo: Un enfoque cualitativo y cuantitativo .. 20
2.2.6 Enfoque Cualitativo .................................................................................... 21
2.2.7 Enfoque Cuantitativo ................................................................................. 22
2.2.8 Administración de riesgos ........................................................................ 23
Capítulo III Metodología
3.1 Sistema de medición y control de espesores ............................................. 25
3.1.2 Análisis estadístico formal ........................................................................ 25
3.1.3 Velocidad de desgaste puntual ................................................................. 25
3.1.4 Velocidad de desgaste promedio ............................................................. 26
3.1.5 Velocidad máxima ajustada ....................................................................... 27
3.1.6 Vida útil estimada, fecha de próxima medición y fecha de retiro
probable ............................................................................................................... 27
3.1.7 Clasificación de unidades de control ....................................................... 29
3.1.8 Elementos a inspeccionar del tanque ...................................................... 29
3.2 Análisis de consecuencias ........................................................................... 40
3.2.1 Determinación del fluido representativo y sus propiedades .................. 41
3.2.2 Determinación del número de escenarios ............................................... 44
3.2.3 Estimación de la cantidad total de fluido capaz de ser liberada ............ 45
3.2.4 Estimación de la rapidez de descarga ...................................................... 45
3.2.5 Determinación del tipo de descarga ......................................................... 46
3.2.6 Determinación de la fase del fluido .......................................................... 47
3.2.7 Evaluación de la respuesta posterior a la fuga ....................................... 48
3.2.8 Determinación de las consecuencias de la fuga ..................................... 50
3.3 Análisis de Probabilidad ............................................................................... 53
3.3.1 Frecuencia genérica de falla ..................................................................... 54
3.3.2 Factor de modificación de equipo ............................................................ 55
3.3.3 Factor de modificación de sistemas gerenciales .................................... 56
Capítulo IV Resultados
4.1 Sistema de medición y control de espesores ............................................. 57
4.1.1 Especificación de circuitos y unidades de control ................................. 57
4.1.2 Análisis estadístico formal ........................................................................ 58
4.2 Inspección Basada en Riesgo ...................................................................... 71
4.2.1 Análisis del enfoque cualitativo ................................................................ 71
4.2.2 Análisis del enfoque cuantitativo ............................................................. 73
Capítulo V Conclusiones
5. Conclusiones ................................................................................................... 76
6. Bibliografía ....................................................................................................... 80
Anexo A ................................................................................................................ 82
Anexo B ................................................................................................................ 83
Anexo C ................................................................................................................ 88
Anexo D .............................................................................................................. 102
Anexo E .............................................................................................................. 112
Anexo F .............................................................................................................. 117
Anexo G.............................................................................................................. 118
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Capítulo I
1.1 Objetivo General
Desarrollar una metodología de Inspección Basada en Riesgos (IBR)
fundamentada en los principios establecidos en la norma API 581[12], a fin
de determinar la frecuencia de inspección que mantenga la confiabilidad
operativa de tanques de almacenamiento.
1.1.2 Objetivos Particulares
Establecer la probabilidad y la consecuencia de falla asociada a los tanques
de almacenamiento.
Ubicar a los tanques de almacenamiento en una matriz de riesgos con el fin
de determinar la efectividad de los planes de inspección.
1.2 Introducción
En la industria de refinación de petróleo la corrosión de líneas y equipos de
proceso es común y causa pérdidas económicas importantes, ya sea por el paro
de unidades de producción o bien cuando se produce un accidente por la falla de
algún sistema a causa de su deterioro, lo que involucra no solo la pérdida de
productos, sino se puede comprometer la seguridad del personal, o podrían
presentarse daños ambientales; es por esto que constantemente se busca reducir
el nivel de riesgos empleando metodologías y herramientas que permitan
controlar, optimizar, prevenir y predecir la ocurrencia de alguna falla.
Con el presente trabajo se busca desarrollar una metodología de Inspección
Basada en Riesgo (IBR) a través del empleo de un sistema de medición y control
de espesores (SIMECELE), cuyo cálculo de la velocidad de desgaste y tiempo de
vida remanente está fundamentado en las normas internas de Petróleos
Mexicanos y en normas internacionales como la API 570[13]; esta metodología
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permitirá definir y establecer un plan efectivo de inspección definido con una
frecuencia de inspección obtenida teóricamente basada en la aplicación de la
norma API 581[12].
“La Inspección Basada en Riesgos (IBR) es un proceso que identifica, evalúa y
realiza un mapeo de los riesgos industriales (debido a corrosión y grietas por
esfuerzo), los cuales pueden comprometer la integridad del equipo, tanto en un
equipo presurizado como en elementos estructurales. La Inspección Basada en
Riesgos trata sobre riesgos que pueden ser controlados a través de inspecciones
y análisis apropiados” [7].
El SIMECELE es un sistema desarrollado en la Facultad de Química de la UNAM,
que tiene como objetivo incrementar la efectividad y eficiencia en los procesos de
inspección técnica de líneas y equipos de proceso. Este sistema se basa en el
análisis de las mediciones de espesores realizadas por el método de ultrasonido.
Las mediciones de espesor por ultrasonido incluyen la colocación de un
transductor contra el exterior de la línea o recipiente en cuestión. El transductor
genera una señal ultrasónica, esta señal pasa a través de la pared, rebota en la
superficie interior y vuelve al transductor. El espesor se calcula utilizando el tiempo
que transcurre entre la emisión de la señal y su posterior recepción, junto con la
velocidad del sonido en el material. Para obtener una velocidad de corrosión,
estas mediciones se deben realizar durante un intervalo de tiempo, de tal manera
que la pérdida de metal por unidad de tiempo puede ser determinada.
La metodología IBR se basa en realizar un análisis de riesgos para identificar los
componentes que influyen en el riesgo de la instalación, con objeto de focalizar en
ellos los esfuerzos de inspección y definir el programa óptimo de inspección, en
función de su influencia en el riesgo, determinándose el alcance, la periodicidad y
las técnicas de mantenimiento.
Esta metodología será aplicada a tanques atmosféricos de almacenamiento de
hidrocarburos con el propósito de poder optimizar la frecuencia de inspección sin
que se vea afectada la seguridad de la instalación; de otra manera se puede decir
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que se obtendrá un programa de inspección que permita disminuir los costos y el
tiempo invertido, principalmente por el vaciado de los tanques para la inspección.
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Capítulo II
MARCO TEÓRICO
2.1 Tanques atmosféricos
Una gran parte de las sustancias utilizadas en la industria para la obtención de
productos, se encuentran en estado líquido.
El principal problema que se plantea con respecto a los líquidos es el
almacenamiento como paso previo o posterior a un proceso de producción.
Normalmente el almacenamiento de estos líquidos se realiza en los denominados
tanques de almacenamiento.
Existen varios tipos de tanques atmosféricos, algunos de los más comunes se
describen a continuación:
Tanque atmosférico: diseñados para operar a presiones de vapor que no
sean mayores a 17,16 kPa (2.5 lb/in2), almacenados prácticamente a la
presión atmosférica.
Tanques atmosféricos de techo fijo: tanques de almacenamiento del tipo
cilíndrico-vertical, con techo soldado al cuerpo.
Tanques atmosféricos de techo fijo con membrana interna flotante: tanques
de almacenamiento del tipo cilíndrico-vertical, que cuentan con una
membrana interna flotante para reducir las emisiones de vapor de los
productos almacenados.
Tanques atmosféricos de techo flotante: tanques de almacenamiento del
tipo cilíndrico-vertical, cuyo techo es flotante, para reducir la emisiones de
vapor de los productos almacenados, destinados al almacenamiento de
productos inflamables clases IA, IB y IC.
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2.1.2 Materiales de Construcción
Los tanques son construidos de innumerables materiales basados en el costo, fácil
fabricación, resistencia a la corrosión, compatibilidad con el fluido almacenado y
disponibilidad del material. Los materiales más comunes se enumeran a
continuación:
Acero al carbón, es el material más común utilizado en la fabricación de
tanques y el más recomendado porque es fácil de fabricar, de maquinado y
es soldable de bajo costo.
Acero inoxidable, es otro importante material en la construcción de tanques,
usado para almacenar líquidos corrosivos, aunque el acero inoxidable es de
mayor costo comparado con el acero al carbón, tiene la misma facilidad de
fabricación y disponibilidad que el acero al carbón.
Los tanques de aluminio, son ideales para un número limitado de
productos. Históricamente han sido utilizados en aplicaciones como la
criogenia, ya que el aluminio es muy práctico a temperaturas muy bajas. Sin
embargo el acero niquelado y el acero inoxidable han sustituido al aluminio
como material para construcción de tanques.
La tabla 1 muestra la especificación de algunos materiales utilizados en la
industria, así como los casos en los que podrían ser aplicados:
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Tabla 1. Especificación de materiales y su aplicación.
2.1.3 Riesgos en tanques
La causa principal de casi todos los accidentes destructivos en tanques que
contienen materiales inflamables, es el incendio. Consecuentemente, los riesgos
principales que tratan de eliminarse son aquellos que causan fuego.
Otra causa de accidentes de tanques es lo que se llama falsa operación; que
consiste en abrir válvulas equivocadas, derrames, uso impropio de técnicas de
limpieza y reparación del tanque.
Otro aspecto a tener en cuenta, es lo concerniente a equipo defectuoso. Los
defectos en el equipo incluyen derrames causados por la corrosión, grietas en las
soldaduras, válvulas de alivio de presión o de vacío que no funcionan
adecuadamente, sistemas de venteo diseñados incorrectamente, y protección
inadecuada contra electricidad estática.
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La pérdida de material por derrames en tanques y sus tuberías, puede traer
consigo riesgos a otras propiedades y al personal, y en el mejor de los casos una
continua pérdida económica por el posible escape de materiales valiosos.
La electricidad estática es una carga eléctrica que proviene del contacto y
separación entre dos cuerpos siendo al menos uno de ellos aislante. Este tipo de
electricidad es importante tenerla en cuenta porque puede producir fuego o
explosiones.
Igualmente, se debe de prestar especial atención al manejo de gases comprimidos
en cilindros, ya que pueden ser peligrosos debido a la estática. En ocasiones, han
existido explosiones al llenar cilindros y cuando se descarga inadecuadamente el
gas comprimido de los mismos.
Otros de los riesgos a los que están sometidos los tanques atmosféricos son:
Colapso de la estructura portante de bancada y caída de un depósito
arrastrando a otros en efecto dominó.
Caída de rayos.
Operaciones de carga y descarga sin conexión de la pica a tierra, en
líquidos combustibles/inflamables.
Operaciones de corte/soldadura a depósito lleno o vacío (gases).
Lavado de depósitos con agua u otros materiales que puedan producir
reacciones exotérmicas en los restos de líquidos almacenados.
Uso de equipos o instrumentos electrónicos que causen interferencia o
produzcan campos electromagnéticos.
2.1.4. Averías en tanques
Existen una serie de factores que bien sea actuando aisladamente o combinados
provocan alteraciones en las condiciones físicas originales causando en ocasiones
averías. Estos factores son:
Asentamiento.
Corrosiones internas por decantación de agua en el fondo.
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Corrosión interna por producto almacenado.
Corrosión interna y externa por factores medioambientales.
Sobretensiones en los materiales.
Las averías pueden afectar a distintas partes del tanque. Las partes en las que se
divide el tanque con el fin de determinar el tipo de avería son:
Basamento del tanque.
Fondo del tanque.
Paredes del tanque.
Techo fijo del tanque.
Techo o pantalla flotante.
Accesorios del tanque.
Según el lugar del tanque al que afecte, las averías se clasifican en:
2.1.4.1 Avería en el fondo del tanque
2.1.4.1.1 Corrosión interior del fondo
El fondo del tanque puede verse afectado por la corrosión, ésta se presenta
especialmente en su cara superior y de diversas formas:
Corrosión generalizada (Pitting generalizado)
Su origen se debe a la presencia del agua decantada en el fondo del tanque.
Cuando el pitting es profundo, la corrosión es severa y puede originar una
disminución de espesor del fondo del tanque de gran importancia.
Corrosión en uniones de placas
Es un tipo de corrosión que afecta a las soldaduras o los roblones de unión de las
placas, provoca grietas por las que se fuga el producto.
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Perforaciones pasantes
Las corrosiones localizadas en ciertas áreas se convierten en perforaciones y
posteriormente en agujeros pasantes. Estos agujeros provocan la pérdida del
producto que existe en el interior del tanque. Este tipo de perforaciones se origina
en los puntos de apoyo de las patas de los techos y pantallas flotantes. Lo mismo
puede ocurrir en los puntos bajo las bocas de medición si no se dotan de una
placa de refuerzo.
2.1.4.2 Corrosión exterior del fondo
Su origen se debe a la presencia del agua que entra en contacto con la chapa y a
la acidez del suelo.
Es una corrosión difícil de medir y controlar ya que no puede verse, una forma de
evitarla es instalando un sistema de protección catódica.
2.1.4.3 Avería en paredes de tanques
Estas averías pueden presentarse debido a fenómenos de corrosión en la parte
interior y exterior del tanque.
2.1.4.4 Averías en paredes internas de tanques
En el anillo inferior
Su origen se debe a la presencia de agua en decantación no drenada
adecuadamente en el fondo del tanque.
Esta corrosión es muy intensa en la parte inferior del primer anillo del tanque y va
acompañada de una considerable pérdida de espesor.
En los anillos intermedios
Su origen se debe a la oxidación originada por condensación del agua ambiental y
al arrastre de óxido por la pantalla flotante al oscilar la altura del líquido en el
tanque.
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En tanques con pantalla flotante y techo flotante se presenta, generalmente, una
disminución de espesor en los anillos comprendidos en el tercio superior del
tanque.
2.1.4.5 Averías en paredes externas de tanques
En el anillo inferior
Este tipo de avería se debe a una corrosión localizada que provoca pérdidas de
espesor, su causa se debe a una acumulación agua-tierra-arena que cubre hasta
20 cm. por encima de la unión fondo-envolvente.
En los anillos intermedios y superiores
Las averías no son frecuentes ya que normalmente los tanques están pintados.
2.1.4.6 Averías en techos fijos
Asentamientos parciales del techo.
Su origen está en la cesión de parte de la estructura soporte del techo debido a
sobrecargas dinámicas externas, sobretensiones en la estructura o depresiones
internas del tanque.
Corrosión externa de la placa
Puede presentarse en forma de corrosión localizada provocando posteriormente la
perforación de la placa o bien en forma de pitting localizado en un área
determinada.
2.1.4.7 Averías en pantallas flotantes
Puede hundirse la pantalla flotante por perforación del velo o por errores de
operación al sobrellenar el tanque y chocar la pantalla con las estructuras
portantes del techo sin funcionar las alarmas de detección de sobrellenado.
También puede deteriorarse el cierre ocasionándose pérdidas por evaporación.
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2.1.4.8 Averías en accesorios
Corrosión exterior
Están expuestos a la corrosión escaleras, barandillas y sistemas de ventilación.
Averías en equipos de medida
Pueden ocasionar averías si no suministran la información necesaria al área de
operaciones.
Averías por agentes atmosféricos
El hielo es el mayor enemigo, afectando principalmente al Sistema de Protección
contra incendios.
2.2 Inspección Basada en Riesgo (IBR)
La Inspección Basada en Riesgo (IBR) es un enfoque sustentado en el riesgo para
la priorización y planificación de las inspecciones, principalmente en la industria
del petróleo y del gas. Este tipo de inspección analiza la planificación de la
probabilidad de fracaso y las consecuencias de la misma con el fin de desarrollar
el plan de inspección.
Se utiliza para dar prioridad a la inspección, por lo general, por medio de ensayos
no destructivos (END), en las refinerías e instalaciones químicas en todo el
mundo. Los resultados del plan de inspección describen el tipo y la frecuencia de
la inspección para los activos fijos de una compañía.
Se utiliza para sistemas de proceso, tuberías industriales, estructuras y muchos
otros tipos de activos en estos sectores (otros equipos).
Los equipos con alta probabilidad y consecuencias de falla (es decir, de alto
riesgo) se les da una mayor prioridad para la inspección que los equipos con baja
probabilidad de falla, o sea, que tiene consecuencias bajas. Esta estrategia
permite una inversión racional de los recursos de inspección.
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Básicamente, los propósitos de una inspección basada en riesgos son los
siguientes:
Realizar un censo de las unidades operativas dentro de una planta, con el
fin de identificar áreas de riesgo.
Identificar el riesgo asociado con la operación de cada equipo en una
refinería o en un proceso industrial.
Evaluar el riesgo asociados.
Priorizar los equipos con base en el riesgo medido.
Diseñar un programa de inspección apropiado.
Gestionar sistemáticamente el riesgo en la falla de los equipos.
Hay que recordar que el riesgo es un peligro cuantificado e involucra dos factores:
- Consecuencia o severidad
- Frecuencia o probabilidad
Al combinar la probabilidad y las consecuencias, se produce un estimado del
riesgo asociado a cada elemento del equipo (Ecuación 1). Éstos son clasificados
con base al riesgo calculado, tanto la probabilidad, las consecuencias así como el
riesgo asociado son analizados de manera separada, de tal forma que se puede
identificar aquél elemento que contribuye de manera importante al riesgo.
… (1)
La Inspección Basada en Riesgo incluye un análisis cualitativo, el cual permite de
manera rápida darles prioridad a los equipos para un análisis de riesgos futuro
(análisis cuantitativo), el cual se pueda basar en el uso de herramientas
tecnológicas.
El resultado del análisis cualitativo utiliza un formato muy simple para proporcionar
una puntuación al riesgo asociado al equipo de proceso, dentro de una matriz de
5 x 5, (Figura 1).
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Figura 1. Matriz de Riesgo del Análisis Cualitativo.
A través de la matriz de riesgo, se observa el nivel de riesgo asociado al elemento
en cuestión.
2.2.1 Aplicación de la Inspección Basada en Riesgo
Una de las ventajas que se tiene de la Inspección Basada en Riesgo con respecto
a otros métodos para administrar el riesgo, es la ventaja de optimizar los
procedimientos de inspección.
Se ha observado que a través de la Inspección Basada en Riesgo se reduce el
riesgo cuando la frecuencia de inspección aumenta, tal y como se muestra en la
figura 2.
A B C D E
Pro
bab
ilid
ad
Consecuencia
5
4
3
2
1
ALTO
MEDIO
BAJO
MATRIZ DE RIESGOS
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Figura 2. Administración del riesgo utilizando IBR
Es necesario recalcar el hecho de que no es posible reducir el riesgo en su
totalidad, aún si se utiliza la inspección basa en riesgo. Los factores de riesgo
residual son los siguientes:
Errores humanos.
Desastres naturales.
Actos deliberados.
Errores de diseño.
Limitaciones en el método de inspección.
Mecanismos de deterioro desconocidos.
La clave para desarrollar una metodología de Inspección Basada en Riesgo, es la
habilidad de cuantificar el riesgo asociado y determinar el programa de inspección
más adecuado.
RIE
SGO
NIVEL DE ACTIVIDAD DE INSPECCIÓN
Administración del Riesgo
Riesgo con otros programastípicos de inspección
Riesgo utilizando IBR
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2.2.2 Mecanismos de Deterioro
El término mecanismo de deterioro es definido como el tipo de deterioro que podrá
provocar una falla de contención. Existen cuatro tipos mayores de mecanismos de
deterioro observados en la industria de proceso de hidrocarburos y productos
químicos:
Adelgazamiento (incluyendo interno y externo).
Fracturas por esfuerzos de corrosión.
Metalúrgicas y ambientales.
Mecánicas.
Entender la operación del equipo y la interacción con los ambientes químicos y
mecánicos es la clave para la realización de la identificación de mecanismos de
deterioro. Por ejemplo, entendiendo que el adelgazamiento localizado podrá ser
causado por el método de inyección de fluidos y la agitación es tan importante
como el conocimiento de los mecanismos de corrosión. Los especialistas del
proceso podrán proporcionar entradas útiles (tales como el espectro de las
condiciones del proceso, puntos de inyección, etc.) para ayudar a los especialistas
en materiales en la identificación de índices y mecanismos de deterioro.
2.2.2.1 Adelgazamiento
El adelgazamiento incluye corrosión general, corrosión localizada, picaduras y
otros mecanismos que causan perdida de material de las superficies internas y
externas. Los efectos del adelgazamiento podrán ser determinados de la
siguiente información:
a. Espesores – Tanto el espesor original, el histórico y el actual medido.
b. Edad del equipo – Número de años en el servicio actual y si este ha
cambiado.
c. Tolerancias de corrosión – Tolerancias de diseño para el servicio actual.
d. Índice de corrosión.
e. Presión y temperatura de operación.
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f. Presión de diseño.
g. Número y tipos de inspecciones.
2.2.2.2 Fracturas por Esfuerzos de Corrosión
Las fracturas por esfuerzos de corrosión (Stress Corrosion Cracking, SCC)
ocurren cuando el equipo está expuesto al ambiente esto conduce a ciertas
mecanismos de fracturas tales como fracturas cáusticas, fracturas por aminas,
fracturas por esfuerzos de sulfuros, fracturas por inducción de hidrogeno
(Hydrogen-Induced Cracking, HIC), fracturas por esfuerzos orientados por
inducción de hidrogeno (Stress-Oriented Hydrogen Induced Cracking, SOHIC),
fracturas por carbonatos, fracturas por ácidos polifónicos (Polythionic Acid
Cracking, PTA) y fracturas por cloruros (Chloride Stress Corrosion Cracking,
CISCC). La literatura, las opiniones expertas y las experiencias a menudo son
necesarias para establecer la susceptibilidad del equipo para las fracturas por
esfuerzos de corrosión. La susceptibilidad es a menudo designada como alta,
media ó baja basada en:
a. Materiales de construcción.
b. Mecanismos y susceptibilidad.
c. Presión y temperatura de operación.
d. Concentración de claves corrosivas del proceso tales como pH, cloruros,
sulfuros, etc.
La determinación de la susceptibilidad no deberá solo considerar la susceptibilidad
del equipo/tubería para fracturas (ó la probabilidad de inicio de una fractura), pero
también la probabilidad de una fractura que resultará como una fuga ó ruptura.
2.2.2.3 Deterioro de las propiedades metalúrgicas y ambientales
Las causas de fallas metalúrgicas y ambientales son variadas pero típicamente
involucran algunas formas de deterioro de las propiedades mecánicas y/ó físicas
de los materiales debido a la exposición de ambiente del proceso.
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Un ejemplo de esto es el ataque de hidrogeno a altas temperaturas (High
Temperature Hydrogen Attack, HTHA). El ataque de hidrogeno a altas
temperaturas ocurre en aceros al carbón y de bajas aleaciones que son expuestos
a altas presiones parciales de hidrogeno y elevadas temperaturas. Históricamente,
la resistencia al ataque de hidrogeno a altas temperaturas ha sido predicho
basado en la experiencia industrial que ha sido graficada en una serie de curvas
para aceros al carbón y de bajas aleaciones mostrando el régimen de la
temperatura y la presión parcial del hidrogeno en el cual estos aceros han sido
usados exitosamente sin deterioro debido al ataque de hidrogeno a altas
temperaturas (HTHA). Estas curvas, las cuales normalmente están referidas a las
curvas de Nelson, son mantenidas basadas en la experiencia industrial en el
Código API RP 941 [14].
Las consideraciones para equipos susceptibles al ataque de hidrogeno a altas
temperaturas están basadas en:
a. Materiales de construcción.
b. Temperaturas de operación.
c. Presión parcial de hidrogeno.
d. Tiempo de exposición.
En general, las variables críticas para el deterioro son los materiales de
construcción, procesos operativos, condiciones de paros y arranques
(especialmente temperaturas) y el conocimiento del deterioro causado por estas
condiciones.
2.2.2.4 Mecánicos
Al igual que las fallas mecánicas y metalúrgicas, varios tipos y causas de deterioro
mecánico son posibles. El mecanismo de deterioro mecánico más común es la
fatiga (mecánica, térmica y corrosión), fracturas por esfuerzos/rozamientos y
sobrecargas por tensión.
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2.2.2.5 Otras Fallas
La inspección basada en riesgo (RBI) podrá ser expandida para incluir otras fallas
diferentes a la falta de contención. Ejemplos de otras fallas y modos de fallas son:
- Fallas en los dispositivos de relevo de presión – taponamiento,
ensuciamiento, no activación.
- Fallas en los haces de tubos de intercambiadores de calor- fugas de tubos,
taponamiento.
- Fallas de bombas – falla de sellos, fallas de motores, daños en partes
rotatorias.
- Recubrimientos internos – orificios, fallas de adherencia.
2.2.3 Alcance
La Inspección Basada en Riesgo del API-581, ayuda a prevenir las pérdidas de
contención del fluido presurizado, es decir, una fuga al medio ambiente.
La IBR se enfoca en cuatro categorías de consecuencia:
Fuga de fluidos inflamables.
Fuga de fluidos tóxicos.
Daños al medio ambiente.
Interrupción de la continuidad del negocio.
El proceso de Inspección Basada en Riesgo, se basa en los códigos API y ASME
con los cuales se establecen los factores de modificación de la tasa de falla
genérica. En la figura 3 se ilustra la forma en la que se puede hacer uso de la
normatividad del API, para integrar la Inspección Basada en Riesgo.
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Figura 3. Esquema de integración de la normatividad API
2.2.4 Proceso de Inspección Basada en Riesgo
El proceso incluye actividades de inspección, recolección de información y una
mejora continua del proceso (Figura 4).
API-BRD
INSPECCIÓN
BASADA EN RIESGO
MPC (por sus siglas en
inglés)
CONSEJO DE
PROPIEDADES DE
MATERIALES
API 510
API 573
API 573
Documentos de trabajo Documentos de investigación
RP 580
RP 580
Documentos de trabajo
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Figura 4. Proceso de Inspección Basada en Riesgo
2.2.5 Inspección Basada en Riesgo: Un enfoque cualitativo y cuantitativo
La inspección basada en riesgo cuenta con dos enfoques para priorizar los niveles
de riesgo: cualitativo y cuantitativo.
El enfoque cualitativo requiere menos información detallada sobre la planta, en
consecuencia la habilidad para priorizar es más limitada.
El enfoque cuantitativo proporciona un valor del riesgo asociado con cada
elemento de un equipo y segmento de una línea de tubería.
Es evidenciable que existe una diferencia importante entre estos dos enfoques, la
clave radica en el nivel de resolución. Mientras el enfoque cualitativo proporciona
una clasificación del riesgo rápida, debido a las limitaciones de la información, el
enfoque cuantitativo es más detallado y preciso, con lo que se obtiene una
puntuación de consecuencia más específica, una puntuación de probabilidad de
falla específica y por ende una clasificación del riesgo más precisa.
Recolección
de Información
Consecuencia
de la falla
Probabilidad
de la falla
Clasificación
del Riesgo
Plan de
Inspección
Mitigación
Re-evaluación
Página 21
2.2.6 Enfoque cualitativo
El análisis cualitativo se puede llevar acabo en cualquiera de los siguientes
niveles:
a. Una unidad de operación.
b. Una sección funcional dentro de una unidad de operación.
c. Un sistema de operación (un equipo junto con su sistema auxiliar).
Por unidad de operación se entiende como todo un proceso completo, ejemplo:
una planta primaria, mientras que una sección funcional puede referirse a un
proceso en específico: sección de vacío dentro del proceso de la planta primaria.
El enfoque cualitativo tiene tres funciones principales:
a. Realizar un censo de las unidades dentro de la planta y seleccionar el nivel
de análisis necesario, así como comprobar el beneficio de análisis futuros.
b. Clasificar a las unidades de acuerdo a un grado de riesgo, y con base a
esta clasificación, posicionarlas en una matriz de riesgos de probabilidad e
impacto.
c. Identificar áreas de potencial interés dentro de la planta, que ameriten una
mejora en los programas de inspección.
El análisis cualitativo determina un factor de severidad en un área en específico,
obtenido de la probabilidad de ocurrencia del riesgo y por su impacto.
2.2.6.1 Categoría de probabilidad de falla
La categoría de probabilidad de falla se asigna evaluando seis factores que
afectan la probabilidad de falla por una fuga. Cada factor obtiene una calificación,
la combinación de cada factor da como resultado el factor de probabilidad.
Los seis factores que componen la categoría de probabilidad de falla son los
siguientes:
a. Cantidad de equipo (Factor de equipo, FE).
Página 22
b. Mecanismos de daño (Factor de daño, FD).
c. Adecuación de las inspecciones (Factor de inspecciones, FI).
d. Condición actual de los equipos (Factor de condición, FC).
e. Naturaleza del proceso (Factor de proceso, FP).
f. Diseño de equipo (Factor de diseño mecánico, FDM).
2.2.6.2 Categoría de consecuencia
Existen dos tipos de peligros potenciales asociados con la operación en la
industria de refinación y petroquímica: riesgo por fuego y explosión y el riesgo
tóxico.
El análisis de consecuencia determina un factor de consecuencia por daño y un
factor de consecuencia por salud. Esta determinación se realiza para cada una de
las especies químicas involucradas, sin embargo muchas de ellas tienen un riesgo
predominante (fuego/explosividad o toxicidad), en dado caso, el factor de
consecuencia se obtendrá exclusivamente para dicho riesgo.
Si existen más de dos especies químicas presentes, el factor de consecuencia se
obtendrá para cada una de ellas, es decir se tendrá un análisis por cada especie
presente.
La metodología del proceso cualitativo (categoría de probabilidad y categoría de
consecuencias) se describe en el anexo A.
2.2.7 Enfoque cuantitativo
La inspección basada en riesgo ha catalogado los riesgos en cuatro categorías, de
acuerdo a los efectos que podría causar el mal funcionamiento de un equipo:
a. Fugas de materiales inflamables.
b. Fugas de materiales tóxicos.
c. Riesgos ambientales.
d. Interrupción de la continuidad del negocio.
Página 23
El enfoque cuantitativo comienza con la obtención de la información del proceso y
de los equipos, posteriormente se desarrollan varios escenarios para demostrar
cómo ocurren las fugas y cómo es que progresan de acuerdo a ciertos eventos.
En los cálculos del análisis cuantitativo, uno de los factores que definen los
escenarios causados por fuga es el tamaño de los agujeros que el equipo
contenga.
El cálculo se realiza para cada escenario, para cada uno de las cuatro categorías
de riesgo. De esta forma, sumando el riesgo implicado en cada escenario es que
se obtiene el riesgo asociado para cada equipo.
2.2.8 Administración de riesgos
2.2.8.1 Administración de riesgo a través de inspección
La inspección tiene influencia en la incertidumbre del riesgo asociado con el
equipo sujeto a presión, principalmente mediante la mejora de conocimientos del
estado de deterioro y la predicción de la probabilidad de fallas. Aunque la
inspección no reduce el riesgo directamente, es una actividad de la administración
del riesgo que podrá ayudar en la reducción del mismo. Las inspecciones en
servicio son principalmente dedicadas con la detección y monitoreo del deterioro.
La probabilidad de falla debida a tal deterioro es una función de cuatro factores:
a. Tipo y mecanismo del deterioro.
b. Índice de deterioro.
c. Probabilidad de identificación, detección del deterioro y predecir futuros
estados de deterioro con técnicas de inspección.
d. Tolerancia de los equipos para el tipo de deterioro.
2.2.8.2 Usando la Inspección Basada en Riesgo (IBR) para establecer planes
y prioridades
Los productos primarios de la aplicación de una inspección basada en riesgo (IBR)
deberán ser un plan de inspección para cada parte de los equipos evaluados. El
Página 24
plan de inspección deberá detallar los riesgos relacionados a la actual operación
de la planta. Para riesgos considerados como inaceptables, el plan deberá
contener las acciones de mitigación que son recomendadas para reducir los
riesgos sin mitigar a valores aceptables.
Para tales componentes de los equipos donde la inspección es un recurso costo-
efectividad de la administración de riesgo, los planes deberán describir el tipo,
alcance y periodicidad de las inspecciones recomendados. La clasificación de los
equipos por lo niveles de los riesgos sin mitigar permite a los usuarios asignar
prioridades a las varias tareas de inspecciones. El nivel de riesgos sin mitigar
deberá ser usado para evaluar la urgencia para llevar a cabo la inspección.
2.2.8.3 Otra administración de riesgos
Es reconocido que algunos riesgos no pueden ser adecuadamente administrados
por inspecciones solamente. Ejemplos donde las inspecciones no pueden ser
suficientes para la administración de riesgos a niveles aceptables son:
a. Equipos cercanos a su retiro.
b. Mecanismos de falla (tales como fracturas por fragilización, fatiga) donde
evitar la falla primeramente depende en la operación dentro de un marco
definido de presiones/temperaturas.
c. Consecuencias-riesgos dominados.
En tales casos, acciones para mitigar por no-inspección (tales como reparaciones,
reemplazos ó actualización de equipos, rediseño de equipos ó mantener controles
estrictos en las condiciones operativas) podrán ser las únicas medidas apropiadas
que puedan ser tomadas para reducir el riesgo a niveles aceptables.
Página 25
Capítulo III
METODOLOGÍA
3.1 Sistema de medición y control de espesores
3.1.2 Análisis estadístico formal
Para llevar a cabo la implementación del sistema de medición y control de
espesores, es necesario definir dos conceptos importantes:
- Circuito: son el conjunto de líneas y equipos que manejan un fluido de la
misma composición, pudiendo variar las condiciones de operación.
- Unidad de control: son secciones de un circuito que poseen velocidades de
desgaste homogéneas.
El análisis estadístico formal es el que se lleva a cabo, para obtener el desgaste
máximo ajustado, vida útil estimada, fecha de próxima medición y fecha de retiro
probable de una unidad de control.
3.1.3 Velocidad de desgaste puntual (d)
Para que sea aceptable el cálculo de la velocidad de desgaste puntual, debe
haber transcurrido cuando menos un año entre una pareja de fechas de medición.
En el análisis, se considera todas las parejas de valores de espesor, incluyendo
aquellas cuyas diferencias sean “cero”, ya sea por engrosamiento, o por que no
exista desgaste.
Procedimiento de cálculo:
Obtener las diferencias entre los valores obtenidos en las dos fechas
consideradas, en cada una de las posiciones de medición de cada uno de
los puntos de control.
Página 26
La velocidad de desgaste por punto debe calcularse de acuerdo a la
ecuación 2:
…(2)
Dónde:
d = Velocidad de desgaste del punto [mpa].
ff = Fecha de la medición más reciente [años].
fi = Fecha de medición anterior [años].
ei = Espesor obtenido en la fecha fi [mils].
ef = Espesor obtenido en la fecha ff [mils].
Nota:
[mils] Milésimas de pulgada.
[mpa] Milésimas de pulgada por año.
3.1.4 Velocidad de desgaste promedio
Procedimiento de cálculo:
Sumar las diferencias obtenidas en el punto anterior.
Dividir el resultado de la suma entre el número total de lecturas.
…(3)
Dónde:
d1, d2, d3, ..., dn = Velocidades de desgaste correspondientes a cada punto de la
línea o equipo considerado [mpa].
Página 27
n = Número de valores de velocidades de desgaste que intervienen en el cálculo.
3.1.5 Velocidad máxima ajustada
Procedimiento de cálculo
Obtener el promedio de las mediciones.
Utilizar 1.28 para el valor de t, considerando una muestra infinita.
√ …(4)
Dónde:
Dprom = Promedio aritmético de las velocidades de desgaste [mpa].
Dmáx = Velocidad de desgaste promedio máxima ajustada estadísticamente
[mpa].
1.28= Valor de la t de Student para población infinita con 90% de confiabilidad.
n = Número de mediciones.
3.1.6 Vida útil estimada, fecha de próxima medición y fecha de retiro
probable
Con el fin de contar con los datos necesarios para el cálculo de la vida útil
estimada (VUE), fecha de próxima medición de espesores (FPME) y fecha de
retiro probable (FRP), se requiere seleccionar el punto que tenga el espesor más
bajo en cada uno de los diferentes diámetros de las secciones que compongan la
unidad de control. Dichos espesores se denominarán “ek” y la fecha de medición
correspondiente “fk”.
Página 28
3.1.6.1 Vida útil estimada (VUE)
Procedimiento de cálculo:
…(5)
Dónde:
VUE = Vida útil estimada [años].
Lr = Límite de retiro [mils].
ek = Espesor más bajo encontrado en la última medición [mils].
Dmax = Velocidad máxima ajustada [mils/año].
3.1.6.2 Fecha de próxima medición (FPME)
Procedimiento de cálculo:
…(6)
Dónde:
VUE = Vida útil estimada [años].
fk = Fecha de última medición [años].
3.1.6.3 Fecha de retiro probable (FRP)
Procedimiento de cálculo:
…(7)
Página 29
Dónde:
VUE = Vida útil estimada [años]
fk = Fecha de última medición [años]
No se deben aceptar prórrogas más allá de la Fecha de Retiro para cumplir con
los emplazamientos.
3.1.7 Clasificación de Unidades de Control
En tanques de almacenamiento atmosféricos (Figura 5), se considera al equipo
como tal como un circuito y se considera una unidad de control por cada anillo.
Figura 5: Unidades de control de tanques de almacenamiento atmosféricos
3.1.8 Elementos a inspeccionar del tanque:
• Base de cimentación.
• Anillo de cimentación.
Página 30
• Fondo.
• Envolvente (pared del tanque).
• Cúpula.
• Accesorios operativos.
• Dispositivos de seguridad (sistema de inyección, anillos de enfriamiento,
muestreo cerrado, drenajes, válvulas de presión vacío, arrestadores de flama,
válvulas de seguridad e instrumentos).
• Recubrimiento anticorrosivo.
• Aislamiento integral del tanque.
• Sistema de protección catódica.
Pared del Tanque
Es la superficie con mayor área de todo el equipo, está constituida por un gran
número de placas de diferentes espesores, que son las que conforman varios
anillos ubicados uno encima de otro.
La enumeración de cada placa para la localización de las zonas o puntos medidos
será:
• Los anillos se enumerarán de abajo hacia arriba (Figura 6).
• Los niveles de medición en la pared se enumeran a partir de la placa en
donde se encuentre la entrada hombre (manhole, MH); y si existieran 2, se toma
como base la que se encuentre más hacia al norte. Y se continúa enumerando
hacia la derecha del observador, hasta terminar el anillo.
• Se realizarán 6 lecturas como mínimo por placa, o sea habrá 6 puntos de
medición.
Página 31
Figura 6: Localización de los puntos de medición en las placas
El espesor de placa de envolvente mínimo aceptable para tanques con diámetros
iguales a o menores de 60m (200pies) será calculado como sigue:
( )
…(8)
Dónde:
• : el espesor aceptable mínimo, o espesor de retiro en pulgadas,
conforme al cálculo de la formula anterior, sin embargo, tmin no será menor a 0.1
pulgadas por cualquier placa del tanque.
D: diámetro nominal del tanque, en pies.
H: altura, en pies, desde el fondo de la longitud L para el área más
severamente corroída en cada recorrido del envolvente al nivel máximo de
diseño del líquido.
G: la gravedad específica mayor del contenido (incluyendo agua de prueba,
si el tanque, será probado en el futuro).
Página 32
S: El esfuerzo máximo tolerable en libras por pulgada cuadrada; uso del
más bajo de 0.80*Y ó 0.426*T para el fondo y el segundo recorrido; usando
el más bajo 0.88*Y ó 0.472*T para todos los otros recorridos.
Nota:
Y: fuerza de rendimiento mínima especificada de la placa; usar 30, 000 lb/in2 si no
se conoce.
T: el menor esfuerzo de tensión mínima especificada de la placa 80, 000 lb/in2;
usar 55, 000 libras.
E: eficiencia de unión original para el tanque. Usar E=0.7 si la E original es
desconocida. E=1.0 cuando se evalúa el espesor de retiro en una placa corroída,
cuando la distancia de las soldaduras o uniones son mínimas al espesor mayor
de la placa siendo esta de una pulgada o doble.
El criterio para continuar la operación es:
El valor t1 será mayor o igual que Tn y
El valor t2 será mayor o igual al 60 por ciento de tmin
En las figuras 7, 8, 9 se muestra la pared del tanque atmosférico TV-01 (vista sur),
la cual cuenta con 5 anillos y por lo tanto tiene 5 unidades de control. Cada placa
tiene ciertos números de posiciones o puntos de medición, es el lugar en donde se
mide el espesor de pared, los cuales dependerán del tamaño de la placa y las
placas que la rodeen[15]. De esta manera los niveles de medición del equipo
(incluyendo boquillas) se indican con un círculo, los niveles de medición de niplería
con un triángulo y los niveles de tornillería con un rectángulo.
Es de suma importancia que durante el trabajo de inspección se trate de detectar
cualquier defecto, entalladura o cambio brusco de espesor, todo esto con la
finalidad de evitar que se puedan producir problemas futuros. Después de la
reparación se debe re inspeccionar la zona reparada para garantizar y aprobar la
efectividad de la reparación.
Página 33
Figura 7. Niveles de inspección del Tanque TV-01, Anillo 1
Figura 8: Niveles de inspección del Tanque TV-01, Anillo 2
TV-01ANILLO 1
1 2 3 4 5
1 3
45
1 2
45
1 2
34
2 3 1
5 4
32 1
6 5
42 3
6 7 8 9 101 2 3 4 5
B1. MHB2
B3 B4
B5
12
TV-01ANILLO 2
1 2 3 4 5
1 3
456
1 2
456
1 2
34
2 3 1
6 4
32
5
1
8 7 5
42
6
3
Página 34
Figura 9: Niveles de inspección del Tanque TV-01, Anillo 4
Techo del tanque (cúpula).
El techo de un tanque de almacenamiento no es una parte que represente tanto
peligro ya que está diseñado para soportar únicamente su mismo peso, pero es
necesaria una inspección por medición de espesores para verificar si existe una
disminución en el espesor considerable o aceptable.
Para realizar una inspección en el techo de un tanque se debe tomar en cuenta la
configuración de las placas con las que fue construido el techo, es decir, tomar en
cuenta que las placas no son cuadradas ni rectangulares.
Se debe realizar inspección visual en las placas de la envolvente para la detección
de zonas afectadas por corrosión, y detección de daños que afecten la integridad
del tanque:
TV-01ANILLO 4
1 2 3 4 5
1 3
456
1 2
456
1
8 5
41 2
34
1
6 5 4
322 3 2 3
67
Página 35
Longitud critica:
√ …(9)
Dónde:
• L=Longitud vertical máxima.
• t2=Máxima profundidad de la picadura.
• D=Diámetro del tanque.
Para la enumeración de cada placa para la localización de las zonas o puntos
medidos en la cúpula será:
Para cúpula primer tipo[15]:
• El primer nivel de medición es la placa donde se localiza la entrada hombre
del tanque.
• El sentido para continuar numerando, es el sentido contrario a las
manecillas del reloj hasta terminar la primera serie de placas y se continúa con el
segundo hacia dentro, hasta finalizar con la cúpula del tanque.
• Cada placa es un nivel de inspección con cierto número de posiciones cada
uno, esto depende del tamaño de la placa y las placas que lo rodeen.
• En la placa central de la cúpula tendrá solo un nivel de medición y este
tendrá cierto número de mediciones y esto depende del número de soldaduras.
Figura 10.
Para cúpula segundo tipo[15]:
• El primer nivel de medición es la placa situada hacia el norte y a la izquierda
del observador.
• El sentido para continuar numerando es hacia la derecha del observador,
hasta terminar la columna y para continuar con la otra columna se será en el
Página 36
sentido contrario, es decir, en forma de zig-zag (de arriba hacia abajo y de abajo
hacia arriba). Figura 11.
Se continúa con la enumeración con las boquillas donde el nivel será el
consecutivo del último nivel que se halla puesto en el tanque, siguiendo el mismo
orden y sentido que se definió en la enumeración de las placas. Se seguirá el
mismo criterio para enumerar los niveles de niplería y tornillería.
Figura 10: Niveles de Inspección de la cúpula de un tanque atmosférico. Primer
tipo.
Página 37
Figura 11: Niveles de Inspección de la cúpula de un tanque atmosférico. Primer
tipo.
La metodología Inspección Basada en Riesgo está fundamentada en las
normativas API RP-580[11] y API PUB-581[12]. Esta metodología permite
caracterizar el riesgo asociado a los componentes estáticos de un sistema de
producción sometidos a corrosión, con base en el análisis del comportamiento
histórico de fallas, modos de degradación o deterioro, características de diseño,
condiciones de operación, mantenimiento, inspección y políticas gerenciales
tomando en cuenta al mismo tiempo la calidad y efectividad de la inspección, así
como las consecuencias asociadas a las potenciales fallas.
El objetivo fundamental del IBR es definir planes de inspección basados en la
caracterización probabilística del deterioro y el modelaje probabilístico de la
consecuencia de una falla (caracterización del riesgo).
Página 38
La inspección basada en riesgo sigue la siguiente metodología:
- Recolección de datos e información.
- Análisis del riesgo.
- Evaluación de consecuencias.
- Evaluación de la probabilidad de falla (veces/año).
- Evaluación del riesgo (mediante matriz de riesgos).
- Revisión del plan de inspección.
- Aplicación del IBR.
La recopilación de la información para realizar el estudio fue proporcionada por el
personal de la terminal, comprendiendo: descripción del proceso, revisión de
diagramas de flujo de proceso (DFP) y diagramas de tubería e instrumentación
(DTI), datos de diseño, descripción y evaluación de los mecanismos de
degradación, y una compilación de las historias de inspección de cada equipo.
En el anexo E y F se adjunta la información relacionada a la descripción del
proceso y un diagrama de flujo de proceso simplificado, respectivamente, de la
terminal de almacenamiento y reparto en estudio.
El análisis de riesgo se lleva a cabo mediante la generación de una “lluvia de
ideas”, para evaluar y dictaminar los riesgos, así como establecer las medidas
preventivas.
Para el caso de tanques atmosféricos en caso de que las inspecciones no se
lleven a cabo de manera adecuada, existe la posibilidad de que ocurra una
pérdida del contenido (fuga). El hidrocarburo que fugó puede generar una nube de
vapores, si los sistemas de detección fallan, poco se puede hacer para evitar
Página 39
mayores consecuencias. Se cuentan con ciertas medidas para controlar la fuga,
como los bloqueos los cuales pueden parar la fuga o minimizar las consecuencias.
Los efectos que produce una fuga, solo pueden ser reducidos, si las medidas de
mitigación son propiamente implementadas.
Las consecuencias de falla son independientes de los modos de falla asignados y
se evalúan respondiendo cuestionarios, que tienen en cuenta consecuencias en
las siguientes áreas: económicas, de salud y seguridad y medio ambiente. La de
mayor severidad es la que determina la clase de consecuencia del componente y
se introduce en la matriz de riesgo. Las consecuencias debidas a la pérdida de
contención de material dependen de las propiedades físicas del material, su
toxicidad o inflamabilidad. Los efectos pueden impactar tanto en el personal de la
planta como a los equipos, la población cercana al lugar y el medio ambiente. Las
consecuencias se estiman en tres fases: la descarga, dispersión y los efectos de
inflamabilidad. Cabe mencionar que existen otros posibles efectos como toxicidad
y de medio ambiente. En la sección 3.2 de este trabajo se presenta
detalladamente el análisis de consecuencias.
El paso siguiente corresponde a la evaluación de la probabilidad para estimar la
ocurrencia de los posibles escenarios que se puedan presentar. La metodología
de Inspección Basada en Riesgo, solo tomará en cuenta aquellos escenarios que
impliquen la pérdida de contención del material del recipiente en estudio. En la
sección 3.3 del presente trabajo se detalla el análisis de probabilidad. Las
probabilidades de falla se evalúan respondiendo cuestionarios, dependiendo del
modo de falla asignado al equipo.
Una vez definida la evaluación de probabilidades y la evaluación de
consecuencias se procede a evaluar el riesgo mediante una matriz de riesgos. En
ésta, se ubicarán a los equipos que fueron evaluados con el fin de determinar la
probabilidad de falla y la consecuencia asociada a cada uno de ellos, para poder
establecer prioridades en los planes de inspección de los equipos.
Página 40
El próximo paso es definir los programas de inspección, el objetivo de un
programa de inspección es especificar y realizar las actividades necesarias para
detectar el deterioro del equipo en servicio antes de que ocurra la falla y de esta
forma evitarla. Muchas situaciones pueden llevar a la falla del equipo, tales como
errores de diseño, defectos de fabricación, mal funcionamiento de dispositivos de
control, daño progresivo, etc. De todas estas situaciones, la inspección estará
destinada principalmente a la detección del daño progresivo. Los parámetros que
definen un programa de inspección son: ubicación de la inspección, técnica a
utilizar, alcance de la inspección e intervalo entre inspecciones.
Para mantener el análisis IBR actualizado, se requiere de una revisión regular del
mismo. Algunos eventos que sugieren realizar una revisión son: paros de planta
(planeados o no) y cambios en la planta (incluyendo cambios en las condiciones
de proceso).
3.2 Análisis de Consecuencias
Como se mencionó anteriormente, la inspección basada en riesgo es una
herramienta de análisis que estima el riesgo asociado a la operación de equipos
estáticos, y evalúa la efectividad del plan de inspección (actual o potencial) en
reducir dicho riesgo.
Para la metodología aplicada según API RP 580[11] y API PUB 581[12], la falla se
define como cualquier evento que ocasione la rotura del equipo al sobrepasar los
límites, por lo que se puede afirmar que la falla considerada en la inspección
basada en riesgo es la pérdida de la función de contención del fluido presurizado.
El análisis de consecuencias tiene la intención de establecer una clasificación de
los equipos con base en el riesgo asociado. Las consecuencias causadas por la
liberación de un fluido peligroso son las siguientes:
a. Determinar el fluido representativo, así como sus propiedades.
b. Encontrar el posible rango de consecuencias, a través de una serie de
escenarios.
Página 41
c. Estimar la cantidad total de fluido capaz de ser liberada.
d. Estimar la velocidad de liberación.
e. Determinar el tipo de liberación (instantánea o continua), para determinar el
método de dispersión y la consecuencia.
f. Seleccionar la fase final del fluido (líquido o gas).
g. Evaluar el efecto de la respuesta a posteriori de la fuga.
h. Determinar el área potencialmente afectada por la liberación, o el costo
relativo de la fuga.
3.2.1 Determinación del fluido representativo y sus propiedades
Debido a que en muchas refinerías las líneas de proceso no manejan sustancias
químicas puras, es necesario seleccionar el fluido representativo. Para ello, se
hacen varias suposiciones las cuales dependerán del grado de tipo de
consecuencias a evaluar.
En la tabla 2, se presentan algunos de los fluidos modelados para la inspección
basada en riesgos.
Tabla 2. Lista de fluidos modelados para la IBR.
Sustancia Representativa Ejemplo de fluidos
aplicables
C1-C2 Metano, etano, etileno.
C3-C4 Propano, butano,
isobutano, gas natural.
C5 Pentano
C6-C8 Gasolina, nafta, heptano.
C9-C12 Diesel, keroseno.
C13-C16 Turbosina, keroseno.
Página 42
C17-C25 Gasóleo, crudo.
C25+ Residuo, crudo pesado.
H2 Hidrógeno
H2S Sulfuro de hidrógeno.
HF Fluoruro de hidrógeno.
Agua Agua
Vapor Vapor
Origen: API 581.
Cuando existe una mezcla de distintas especies químicas, la sustancia química
más representativa, se define a partir del punto normal de ebullición, el peso
molecular y la densidad. Si se desconocen dichas propiedades físicas, se puede
calcular una de ellas para la mezcla a partir de la ecuación (10):
∑ …(10) Dónde: xi = fracción mol del componente i en la mezcla.
Propiedadi, cualquier propiedad física como: punto de ebullición, peso molecular o
la densidad.
Para cuestiones prácticas de esta metodología, si la mezcla contiene algún
compuesto inerte como CO2, agua, etc., se le dará prioridad al material
tóxico/inflamable, excluyendo las demás sustancias.
En la tabla 3 y 4, se enlistan las propiedades de los fluidos modelados para la
inspección basada en riesgo.
Página 43
Tabla 3. Propiedades de los fluidos
Fluido Peso
Molecular
Densidad
(lb/ft3)
Punto normal de
ebullición (°C)
Temperatura de
autoignición (°C)
C1-C2 23 5.639 89.4 557.8
C3-C4 51 3.610 -14.3 368.9
C6-C8 100 42.702 98.9 222.8
C9-C12 149 45.823 184.4 207.8
C13-C16 205 47.728 261.1 202.2
C17-C25 280 48.383 343.9 202.2
C25+ 422 56.187 527.2 202.2
H2 2 4.433 -252.8 400
H2S 34 61.993 -59.4 260
HF 20 60.370 20 17,760
Agua 18 62.3 100 N/A
Vapor 18 62.3 100 N/A
Fuente: Reid, Robert C, et.al. The Properties of Gases and Liquids. 4ed. McGraw-Hill. New York.
1987.
Tabla 4. Propiedades de los fluidos
Fluido Estado Cp Gas (A) Cp Gas (B) Cp Gas (C) Cp Gas (D)
C1-C2 Gaseoso 12.3 1.150E-01 -2.870E-05 -1.300E-09
C3-C4 Gaseoso 2.632 0.3188 1.347E+04 1.466E-08
C6-C8 Líquido -5.146 6.762E-01 -3.651E-04 7.658E-08
C9-C12 Líquido -8.5 1.010E+00 -5.560E-04 1.180E-07
C13-C16 Líquido -11.7 1.390E+00 -7.720E-04 1.670E-07
C17-C25 Líquido -22.4 1.940E+00 -1.120E-03 -2.530E-07
C25+ Líquido -22.4 1.940E+00 -1.120E-03 -2.530E-07
H2 Gaseoso 27.1 9.270E-03 -1.380E-05 7.650E-09
H2S Gaseoso 31.9 1.440E-03 2.430E-05 -1.180E-08
HF Gaseoso 29.1 6.610E-04 -2.030E-06 2.5E-09
Agua Líquido 32.4 0.001924 1.05E-05 -3.6E-07
Vapor Gaseoso 32.4 0.001924 1.05E-05 -3.6E-07
Fuente: Reid, Robert C, et.al. The Properties of Gases and Liquids. 4ed. McGraw-Hill. New York.
1987.
Página 44
3.2.2 Determinación del número de escenarios
Para llevar a cabo el cálculo de riesgo en la Inspección Basada en Riesgo, es
necesario tener en cuenta más de dos escenarios. Es por esta razón y
considerando el hecho de que la falla se define como cualquier evento que
ocasione la rotura del equipo, se deben de usar distintos tamaños de orificios.
La Inspección Basada en Riesgo define un rango de orificios (pequeño, mediano,
grande y ruptura), con el fin potencializar la consecuencias dentro y fuera del sitio.
En la tabla 5, se muestran los posibles orificios a utilizar en el cálculo del riesgo,
sin embargo dependiendo del equipo en cuestión, no todos los orificios propuestos
serán factibles.
Tabla 5. Orificios utilizados en la IBR
Tamaño del Orificio Rango Valor
Representativo
Pequeño 0 – ¼” ¼”
Mediano ¼” – 2” 1”
Grande 2” – 6” 4”
Ruptura > 6” < 16”
Fuente: API 581.
Los tanques atmosféricos de almacenamiento tienen características únicas que
requieren tamaños de orificios especiales. Usualmente, los tanques están
rodeados de bermas, las cuales crean un área de contención secundaria en caso
de algún derrame. Un derrame en el fondo del tanque puede conducir a una
contaminación del suelo, ya que los periodos de derrame pueden extenderse por
largos periodos.
La Inspección Basada en Riesgo asume que el tiempo de detección de un
derrame, depende del método de detección; así mismo se asume que los tanques
se encuentran en la superficie. Debido a las características antes mencionadas, es
Página 45
que se han seleccionado los siguientes tamaños de orificios así como su
localización:
a. ¼”, 1” y 4”, para derrames desde los lados sobre el suelo del tanque.
b. Ruptura del tanque de las paredes o del fondo.
c. ¼” y 1”, para derrames en el fondo del tanque.
3.2.3 Estimación de la cantidad total de fluido capaz de ser liberada
El cálculo de consecuencias en la Inspección Basada en Riesgo requiere de una
cantidad máxima de fluido que puede ser liberada del equipo en cuestión. En
teoría, la cantidad de fluido que puedes ser liberada es aquella contenida dentro
del equipo.
Es necesario hacer notar que la cantidad de fluido que en esta sección se estima,
no representa lo que en realidad se espera en un derrame.
3.2.4 Estimación de la rapidez de descarga
La rapidez de descarga de un fluido contenido en un recipiente, puede
considerarse de dos tipos:
a. Instantánea.
b. Continua.
Una descarga instantánea es aquella que ocurre tan rápido que el fluido se
dispersa como una larga nube o alberca.
Una descarga continua es aquella que ocurre en un periodo más largo de tiempo,
provocando que el fluido se disperse en forma de una elipse alargada
(dependiendo de las condiciones ambientales).
En principio no es posible determinar si la descarga del fluido es instantánea o
continua, para ello es necesario calcular la rapidez de descarga del fluido. Dicha
rapidez depende de las propiedades físicas del fluido, la fase en la que se
encuentra, así como las condiciones de operación.
Página 46
3.2.4.1 Rapidez de descarga para líquidos
La descarga de un líquido a través de un orificio, se describe en los trabajos de
Bernoulli y Toricelli[8] y puede ser calculado a través de la ecuación 11:
(
) ⁄
…(11)
Dónde:
QL = rapidez de descarga (lb/s).
Cd = coeficiente de descarga.
A = Área transversal del orificio (in2).
ρ = densidad del líquido (lb/ft3).
ΔP = diferencia de presión entre la del líquido contenido en el recipiente y la
atmosférica (psia).
El coeficiente de descarga para flujo turbulento es de 0.60 a 0.64. Para los fines
de la metodología de Inspección Basada en Riesgo, se recomienda un valor del
coeficiente de descarga de 0.61.
3.2.5 Determinación del tipo de descarga
Los criterios para determinar el tipo de descarga derivan de una revisión de la
información histórica de fuego y explosiones, las cuales muestran que las
explosiones de nubes de vapor no confinadas son más probables que ocurran si
más de 10,000 libras de fluido son liberadas en un periodo corto de tiempo. En la
figura 12 se muestra el proceso para determinar el tipo de descarga.
Página 47
Si
No
Si No
Figura 12: Proceso para determinar el tipo de descarga.
a. Todos los orificios “pequeños” (¼”) son modelados como fugas continuas.
b. Si toma menos de tres minutos para que se liberen 10,000 libras, se
modelará como una fuga instantánea.
c. Todas las rapideces de liberación lentas, se modelan como fugas
continuas.
3.2.6 Determinación de la fase del fluido
Las características de dispersión de un fluido, dependen de la fase en la que se
encuentre el mismo. La fase final de un fluido puede ser la misma que la fase
inicial, siempre y cuando la fase sea la misma tanto en condiciones de operación
como en condiciones ambientales. Sin embargo si el fluido tiende a cambiar su
¿El tamaño del orificio es
pequeño (¼”)?
Calcular la cantidad liberada
en un periodo de 3 minutos.
¿La cantidad liberada es
mayor a 10,000 libras?
Instantánea Continua
Página 48
fase durante la descarga, la fase final del fluido es difícil de evaluar. La tabla 6
proporciona una guía para determinar la fase final del fluido a estudiar para el
cálculo de consecuencias.
Tabla 6. Guía para determinar la fase final del fluido
Fase del fluido en
condiciones de operación
Fase del fluido en condiciones
ambiente
Fase final del
fluido
gas gas gas
gas líquido gas
líquido gas gas*
líquido líquido líquido
* Modelar como una gas, a menos de que la temperatura de ebullición del fluido
sea mayor a 27 °C entonces se modelará como un líquido.
3.2.7 Evaluación de la respuesta posterior a la fuga
La evaluación de la respuesta posterior a la fuga constituye la etapa final del
análisis de consecuencias, en esta etapa se evalúan los diferentes sistemas de
mitigación para la efectividad en limitar las consecuencias.
Existen dos parámetros claves en esta etapa: duración del derrame y la reducción
del material peligroso liberado. El primer parámetro es de suma importancia para
la evaluación de las consecuencias tóxicas y del medio ambiente, el segundo
parámetro es importante para las consecuencias de interrupción del negocio, así
como para las consecuencias de inflamables.
Todas las plantas de procesos poseen una variedad de sistemas de mitigación
que son diseñados para detectar, aislar y reducir los efectos que puede ocasionar
una liberación de materiales peligrosos.
Página 49
En la Inspección Basada en Riesgo, los sistemas de mitigación son tratados de
dos maneras distintas:
a. Sistemas que detectan y aíslan un derrame.
b. Sistemas que son aplicados directamente al material peligroso liberado
para reducir las consecuencias.
En la tabla 7 se muestra una guía para asignar cualitativamente una clasificación
para los sistemas de detección y aislamiento. Ésta, es usada para la estimación de
consecuencias para determinar el efecto de los sistemas de mitigación.
Tabla 7. Clasificación de los sistemas de detección y aislamiento.
Sistema de detección Clasificación
Instrumentación diseñada específicamente
para detectar pérdida de material por cambio
en las condiciones de operación en el sistema.
A
Detectores colocados en lugares apropiados
para determinar si existe alguna pérdida del
material.
B
Detección visual, cámaras o detectores con
una corta cobertura. C
Sistema de aislamiento Clasificación
Sistemas de aislamiento y apagado que
pueden ser activados directamente de la
instrumentación de proceso, sin la intervención
de operadores.
A
Sistemas de aislamiento y apagado que son
activados por los operadores desde el cuarto
de control.
B
Sistemas de aislamiento y apagado que
depende de una activación manual, por medio
de válvulas.
C
Página 50
La clasificación de los sistemas de detección y aislamiento se trasladaron a una
estimación de la duración del derrame. La duración total del derrame es la suma
de los siguientes parámetros:
a. Tiempo en detectar la fuga.
b. Tiempo para analizar el incidente y decidir qué medida correctiva aplicar.
c. Tiempo para completar las acciones correctivas apropiadas.
Tabla 8. Duración del derrame.
3.2.8 Determinación de las consecuencias de la fuga
La falla de límites de presión y subsecuentes desfogues de fluido podrán causar
daños de seguridad, salud, ambientales, instalaciones y negocios. El analista de
inspección basada en riesgo (RBI) deberá considerar la naturaleza de los peligros
y asegurar que los factores apropiados sean considerados para el equipo,
sistema, unidad ó planta a ser evaluados.
Sistema de detección ClasificaciónDuración del
derrame
20 minutos – ¼”
10 minutos – 1”
5 minutos – 4”
30 minutos – ¼”
20 minutos – 1”
10 minutos – 4”
40 minutos – ¼”
30 minutos – 1”
20 minutos – 4”
40 minutos – ¼”
30 minutos – 1”
20 minutos – 4”
1 hora – ¼”
30 minutos – 1”
20 minutos – 4”
1 hora – ¼”
40 minutos – 1”
20 minutos – 4”
B A ó B
B C
C A, B ó C
A A
A B
A C
Página 51
3.2.8.1 Eventos inflamables (Fuego y Explosión)
Los eventos inflamables ocurren cuando ambos fugas e ignición ocurren. La
ignición podrá ser a través de una fuente de ignición ó auto ignición. Los eventos
inflamables podrán causar daños en dos formas: radiación térmica y sobrepresión
por explosión. La mayor parte de los daños de efectos térmicos tienden a ocurrir
en un rango corto, pero los efectos de explosión podrán causar daños sobre largas
distancias desde el centro de la explosión, los siguientes son las categorías típicas
de eventos de fuego y explosión:
a. Dispersión segura.
b. Llamarada.
c. Bola de fuego.
d. Fuego de chorros.
e. Dardo de fuego.
f. Dispersión segura.
Las consecuencias de eventos inflamables son típicamente derivadas de una
combinación de los siguientes elementos:
1. Tendencia inherente a ignición.
2. Volumen del fluido desfogado.
3. Capacidad de vaporización.
4. Posibilidad de auto ignición.
5. Efectos de operaciones a altas presiones ó altas temperaturas.
6. Protecciones de ingeniería.
7. Personal y equipo expuesto a daños.
La determinación de las consecuencias de eventos inflamables ha sido
simplificada para la Inspección Basada en Riesgo (IBR), permitiendo que se
determine de una forma aproximada las consecuencias, a través de la siguiente
información:
El material representativo, así como sus propiedades.
Página 52
El tipo y fase de dispersión.
La rapidez de derrame o la masa liberada.
Es necesario determinar el área afectada debido a la consecuencia derivada de un
evento inflamable, para ello es necesario contar con un árbol de decisiones
(Anexo G). Éste representa la posible cadena de eventos que pueden conducir a
cualquiera de los eventos de fuego y explosión.
Los resultados de las consecuencias derivan de los siguientes pasos a seguir:
Paso 1. Determinar el tipo de descarga y fase del fluido.
Paso 2. Determinar el área de daño por equipo y el área de fatalidades potenciales
a través de las ecuaciones:
- Para una descarga continua :
… (12)
… (13)
Cuando el fluido contiene principalmente C6 C8.
… (14)
… (15)
Cuando el fluido contiene principalmente C9 C12.
- Para una descarga instantánea:
… (16)
… (17)
Cuando el fluido contiene principalmente C6 C8.
… (18)
… (19)
Cuando el fluido contiene principalmente C9 C12.
Página 53
Dónde:
x = rapidez de descarga, (lb/s).
A = área, (ft2).
3.2.8.2 Reducción de las consecuencias
Es posible reducir las consecuencias debidas un derrame a través de los sistemas
de detección, aislamiento y mitigación, en la tabla 9 se muestran los valores para
los cuales se ajustan los valores de las consecuencias del derrame, éstos se
basan en la experiencia que se tenga en la planta en los sistemas de mitigación.
Tabla 9. Ajuste a las consecuencias por eventos inflamables
3.3 Análisis de Probabilidad
El análisis de probabilidad comienza con una base de datos de la frecuencia
genérica de fallas en refinerías y equipos de proceso. Éstas, a su vez son
modificadas por dos términos el factor de modificación del equipo (FE) y el factor
de modificación de sistemas gerenciales (FM), para obtener una frecuencia
ajustada:
…(20)
B
Detección Aislamiento
A
A
A ó B
A
B
C
B
C
Clasificación del Sistema de Respuesta
Sistema de mitigación
Sistema de cortina contra incendios y monitores
Monitores de agua contra incendios
Sistema de aspersión de espuma
Reducir el área de consecuencias en un 20%
Reducir el área de consecuencias en un 5%
Reducir el área de consecuencias en un 15%
Ajuste de consecuencias
Reducir la rapidez del derrame en un 25%
Reducir la rapidez del derrame en un 20%
Reducir la rapidez del derrame en un 10%
Reducir la rapidez del derrame en un 15%
Sin ajuste
Ajuste de consecuencias
C
Página 54
El factor de equipo examina detalles específicos de cada equipo, así como las
condiciones en las cuales opera el mismo, esto con la finalidad de generar un
factor de equipo único por cada elemento de equipo presente.
El factor de modificación de sistemas gerenciales ajusta la efectividad de los
planes de gerenciamiento de una planta que puedan producir un efecto importante
en la integridad mecánica de la misma.
3.3.1 Frecuencia genérica de falla
La base de datos de la frecuencia genérica de falla se basa en una compilación de
datos históricos relacionados con la falla de los equipos.
Las frecuencias genéricas de falla se construyen a partir de la información de
todas las plantas dentro de una misma compañía o de varias plantas dentro de la
industria, de la literatura, de reportes pasados y de datos comerciales. Por lo tanto
los valores de las frecuencias genéricas representan a la industria en general y no
refleja los valores para una planta en específico.
En la tabla 10 se muestra una lista de las frecuencias genéricas de falla para
distintos equipos.
Tabla 10. Frecuencia genérica de falla
¼" 1" 4" Ruptura
Bomba centrífuga 6x10-2
5x10-4
1x10-4
Torre de destilación 8x10-5
2x10-4
2x10-5
6x10-6
Compresor centrífugo 1x10-3
1x10-4
Compresor reciprocante 6x10-3
6x10-4
Intercambiador de calor, coraza 4x10-5
1x10-4
1x10-5
6x10-6
Intercambiador de calor, lado tubos 4x10-5
1x10-4
1x10-5
6x10-6
Reactor 1x10-4
3x10-4
3x10-5
2x10-5
Recipientes bajo presión 4x10-5
1x10-4
1x10-5
6x10-6
Tanques atmosféricos 4x10-5
1x10-4
1x10-5
2x10-5
EquipoFrecuencia de derrame/año
Página 55
3.3.2 Factor de modificación de equipo (FE)
El factor de modificación de equipo (FE) se desarrolla para cada equipo basado en
las condiciones de operación. Se compone de cuatro subfactores, cada uno de
ellos se compone de varios elementos, los cuales indican que tanto se desvía la
frecuencia de falla, de la genérica.
a. Subfactor módulo técnico.
b. Subfactor universal.
c. Subfactor mecánico.
d. Subfactor de proceso.
De los subfactores antes mencionados, el subfactor módulo técnico es al que se le
brinda mayor importancia, ya que los demás subfactores se mantienen constantes
para casi toda la planta, por lo que no proveen una factor determinante entre
distintos equipos. Siendo importantes éstos, para el análisis entre distintas plantas.
Es por esta razón que el único subfactor a considerar en el análisis de
probabilidad será el subfactor modulo técnico, además de que éste es
directamente afectado por los planes de inspección.
El subfactor modulo técnico se determina a partir del número de inspecciones
llevadas a cabo por el personal de la planta, finalmente éste sufre una corrección
por sobrediseño, obteniendo de esta forma el factor módulo técnico global (Tabla
11). La corrección de sobrediseño depende del espesor actual y de la corrosión
permitida en el equipo estudiado.
Tabla 11. Factor de sobrediseño
Espesor actual/(Espesor actual –
Corrosión permitida)
Factor de sobrediseño
1 a 1.5 1.0
> 1.5 0.5
Página 56
Una vez determinado el subfactor modulo técnico, a través de la tabla 12 se
determina la categoría de probabilidad.
Tabla12. Conversión del subfactor modulo técnico
Categoría de Probabilidad Subfactor módulo técnico
A < 1
B 1 – 10
C 10 – 100
D 100 – 1,000
E > 1,000
3.3.3 Factor de modificación de sistemas gerenciales (FM)
La metodología aplicada reconoce la importancia de los sistemas gerenciales en el
control y prevención de fugas de fluidos peligrosos y en el mantenimiento de la
integridad mecánica de los equipos. El sistema para la evaluación de los sistemas
gerenciales involucran los siguientes aspectos: Liderazgo y administración,
seguridad de los procesos, análisis de riesgos, gerencia del cambio,
procedimientos de operación, prácticas de trabajo seguro, adiestramiento,
integridad mecánica, seguridad en el arranque, respuestas a emergencia,
contratistas, investigación de incidentes y evaluaciones.
Con esta información se puede estimar el factor de modificación correspondiente,
el cual afectará el nivel de riesgo de todos los componentes de la instalación, más
no afectará el riesgo relativo entre diferentes equipos.
Página 57
Capítulo IV
RESULTADOS
En función de los objetivos que fueron planteados, se procederá a desarrollar los
resultados obtenidos en ésta parte del trabajo para cada uno de ellos.
4.1 Sistema de medición y control de espesores
4.1.1 Especificación de circuitos y unidades de control
La primera actividad que se realiza para el uso del software SIMECELE (Sistema
Integral de Medición y Control de Espesores en Líneas y Equipos), corresponde a
la recopilación de información, ésta consiste en obtener información sobre la
descripción del proceso, diagramas de flujo de proceso (DFP’s), diagramas de
tuberías e instrumentación (DTI’s), lista de materiales, diagramas mecánicos y el
expediente de inspección.
Es de vital importancia contar con esta información, ya que con ésta se elabora el
censo de circuitos, el censo de unidades de control y el censo de equipos.
La segunda actividad corresponde a la identificación y elaboración del censo de
circuitos, donde un circuito es una sección de líneas y equipos con la misma
composición.
La numeración de los circuitos se realiza conforme a su importancia en el proceso,
es decir:
1. Se numerarán los circuitos de proceso, (1, 2, 3,4,…, n).
2. Posteriormente, se enumeran los Circuitos de Desfogue. (n+1,…, m).
3. Finalmente los circuitos de servicios auxiliares. (m+1,…,l).
En el caso de los equipos, cada equipo es un circuito; se identifican con su
respectivo TAG. Los equipos son todos aquellos dispositivos (recipientes,
cambiadores de calor, bombas, tanques de almacenamiento, etc.) que
Página 58
conjuntamente con líneas integran los circuitos3, que se encuentran sujetos a
corrosión variable, por lo que las unidades de control en este caso pueden ser
equipos enteros o partes de los mismos que presentan diferentes condiciones de
corrosión.
Los circuitos de una Terminal de Almacenamiento y Reparto ubicada en
Guanajuato, definidos de acuerdo con la Guía DG-SASIPA-IT-00204[15], se
muestran en el anexo A.
Una vez identificados los circuitos se da paso a identificar las unidades de control.
Una unidad de control son secciones del circuito que tienen una velocidad de
corrosión más o menos homogénea. La forma de identificar las unidades de
control, se realiza a través del Diagrama de Tubería e Instrumentación (DTI), en el
cual a través del cambio de especificación de material, condiciones de operación
(presión y temperatura) es como se diferencia una unidad de control de otra.
Las Unidades de Control de la Terminal de Almacenamiento y Reparto definidas
de acuerdo con la Guía DG-SASIPA-IT-00204[15], se muestran en el anexo B.
4.1.2 Análisis estadístico formal
El análisis estadístico formal es el que se lleva a cabo, para obtener el desgaste
máximo ajustado, vida útil estimada, fecha de próxima medición y fecha de retiro
probable de una unidad de control.
Este análisis se realizó para todos los tanques presentes en la Terminal de
Almacenamiento y Reparto, siguiendo la metodología descrita en el capítulo 3. En
las tablas 13-18 se muestran los resultados obtenidos.
Página 59
Tabla 13. Análisis de la medición de espesores del tanque TV-01.
Circuito: TV-01 Gasolina PREMIUM - 10,000 BLS.
Unidad de Control: Fondo, envolvente y cúpula
Total de puntos de control originales: 501
UN ID A D D E
C ON T R OL
F EC H A D E
A N Á LISIS
F EC H A D E
ÚLT IM A
M ED IC IÓN
F EC H A
C ON T R A LA
QUE SE
A N A LIZ A
N O. P UN T OS
C OM P LET OS
VEL. D E
D ESGA ST E
(mpa)
F EC H A
P R ÓXIM A
M ED IC IÓN
F .P .M .
(calculada)
F EC H A
P R ÓXIM A
M ED IC IÓN
F .P .M .
( real)
F EC H A
R ET IR O
P R OB A B LE
T EM P . D E
M ED IC IÓN
(ºC )
UNIDAD DE CONTROL UC-01: FONDO
2003 2003 1993 2057 2008 2163
NOV/2003 NOV/2003 FEB/1993 FEB/2057 NOV/2008 AGO/2163
UNIDAD DE CONTROL UC-02: PRIMER ANILLO
2003 2003 1993 2019 2008 2050
NOV/2003 NOV/2003 FEB/1993 JUN/2019 NOV/2008 OCT/2050
UNIDAD DE CONTROL UC-03 SEGUNDO ANILLO
2003 2003 1993 2017 2008 2045
NOV/2003 NOV/2003 FEB/1993 AGO/2017 NOV/2008 FEB/2045
UNIDAD DE CONTROL UC-04 TERCER ANILLO
2003 2003 1993 2009 2008 2022
NOV/2003 NOV/2003 FEB/1993 NOV/2009 NOV/2008 ENE/2022
UNIDAD DE CONTROL UC-05 CUARTO ANILLO
2003 2003 1993 2010 2008 2022
NOV/2003 NOV/2003 FEB/1993 ENE/2010 NOV/2008 JUN/2022
UNIDAD DE CONTROL UC-06 QUINTO ANILLO
2003 2003 1993 2015 2008 2038
NOV/2003 NOV/2003 FEB/1993 JUL/2015 NOV/2008 NOV/2038
UNIDAD DE CONTROL UC-07 CUPULA
2003 2003 1993 2019 2008 2050
NOV/2003 NOV/2003 FEB/1993 JUL/2019 NOV/2008 NOV/2050
ff (fk) fi n D Dmáx. Lr ek VUE FPME FRP
UNIDAD DE CONTROL UC-01: FONDO
2003.83 1993.08 137 0.76 0.84 100 234 159.83 2057.11 2163.67
UNIDAD DE CONTROL UC-02: PRIMER ANILLO
2003.83 1993.08 25 1.29 1.62 184 260 47.00 2019.50 2050.83
UNIDAD DE CONTROL UC-03 SEGUNDO ANILLO
2003.83 1993.08 30 1.98 2.44 146 247 41.32 2017.61 2045.15
UNIDAD DE CONTROL UC-04 TERCER ANILLO
2003.83 1993.08 30 3.61 4.45 106 187 18.19 2009.90 2022.02
UNIDAD DE CONTROL UC-05 CUARTO ANILLO
2003.83 1993.08 29 4.16 5.15 100 196 18.63 2010.04 2022.46
UNIDAD DE CONTROL UC-06 QUINTO ANILLO
2003.83 1993.08 25 2.07 2.59 100 191 35.08 2015.53 2038.92
UNIDAD DE CONTROL UC-07 CUPULA
2003.83 1993.08 142 1.86 2.06 100 197 47.06 2019.52 2050.90
Nomenclatura
d velocidad de desgaste del punto. Lr Límite de retiro .
ff fecha de la medición más reciente. ek Espesor más bajo encontrado en la última medición.
fi fecha de medición anterior (fk). D max Promedio ajustado estadísticamente.
n Número de valores de velocidades de desgaste que intervienen en el cálculo. VUE Vida util estimada.
D Promedio aritmético de las velocidades de desgaste. FPM E Fecha de próxima medición.
Dmáx. Promedio ajustado estadísticamente. FRP Fecha de retiro probable.
MEMORIA DE CÁLCULO
UC-07170 1.861
UC-0535 4.164
UC-0630 2.065 AMBIENTE
AMBIENTE
UC-0335 1.981
UC-0435 3.609
UC-01170 0.756
UC-0230 1.287
AMBIENTE
AMBIENTE
AMBIENTE
AMBIENTE
AMBIENTE
I I I I I I I I
I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I I I I I I I
Página 60
Los resultados obtenidos para el TV-01 son los siguientes:
Debido a que no se cuentan con mediciones de espesores recientes, es
importante mantener en continuo monitoreo este circuito.
Con los datos con los que se cuenta, se observa que las unidades de
control U.C. 04 Tercer Anillo y U.C. 05 Cuarto Anillo, poseen una vida útil
estimada (VUE) de 18 años. Además, la fecha de próxima medición de
espesores (FPME) de estas dos unidades de control ya vencieron
(noviembre del 2009 y enero del 2101, respectivamente), por lo que se
recomienda realizar la medición de espesores lo más pronto posible. De
esta forma la información que arroje la inspección será más confiable y se
podrán establecer los planes de monitoreo de dichas unidades de control.
Se aprecia que la velocidad de desgaste para las unidades de control
U.C.04 Tercer Anillo y U.C. 05 Cuarto Anillo son altas, sin embargo se
esperaría que este valor se observara en el fondo del tanque y en los
primeros anillos del tanque. A pesar de que el material con el que está
fabricado el tanque (acero al carbón) es el mismo para el fondo, cuerpo
(compuesto por anillos) y el domo, se observan comportamientos distintos
con respecto a la velocidad de desgaste debido a que el límite de retiro
varía de una unidad de control a otra, por lo que el espesor original cambia.
Es por esto que la velocidad de desgaste es diferente para las U.C. 04 y
U.C. 05, ya que el límite de retiro es más pequeño con respecto a las
unidades de control del fondo y los primeros anillos.
El límite de retiro es más grande para las primeras unidades de control,
debido a que el producto contenido en los tanques se concentra en el fondo
y los primero anillos, por lo que se genera una mayor de desgaste de
espesor en dichas zonas.
Página 61
Tabla 14. Análisis de la medición de espesores del tanque TV-02.
Circuito: TV-02 PEMEX MAGNA - 20,000 BLS.
Unidad de Control: Fondo, envolvente y cúpula
Total de puntos de control originales: 831
UN ID A D D E
C ON T R OL
F EC H A D E
A N Á LISIS
F EC H A D E
ÚLT IM A
M ED IC IÓN
F EC H A
C ON T R A LA
QUE SE
A N A LIZ A
N O. P UN T OS
C OM P LET OS
VEL. D E
D ESGA ST E
(mpa)
F EC H A
P R ÓXIM A
M ED IC IÓN
F .P .M .
(calculada)
F EC H A
R ET IR O
P R OB A B LE
T EM P . D E
M ED IC IÓN
(ºC )
UNIDAD DE CONTROL UC-01: FONDO
2008.50 2008.50 2003.42 2044.85 2117.55
JUL/2008 JUL/2008 JUN/2003 NOV/2044 JUL/2117
UNIDAD DE CONTROL UC-02: PRIMER ANILLO
2008.50 2008.50 2003.42 2022.42 2050.25
JUL/2008 JUL/2008 JUN/2003 JUN/2022 ABR/2050
UNIDAD DE CONTROL UC-03 SEGUNDO ANILLO
2008.50 2008.50 2003.92 2016.03 2031.08
JUL/2008 JUL/2008 DIC/2003 ENE/2016 ENE/2031
UNIDAD DE CONTROL UC-04 TERCER ANILLO
2008.50 2008.50 2003.92 2016.32 2031.96
JUL/2008 JUL/2008 DIC/2003 ABR/2016 DIC/2031
UNIDAD DE CONTROL UC-05 CUARTO ANILLO
2008.50 2008.50 2003.92 2049.14 2130.42
JUL/2008 JUL/2008 DIC/2003 FEB/2049 JUN/2130
UNIDAD DE CONTROL UC-06 QUINTO ANILLO
2008.50 2008.50 2003.92 2028.59 2068.77
JUL/2008 JUL/2008 DIC/2003 AGO/2028 OCT/2068
UNIDAD DE CONTROL UC-07 CUPULA
2008.50 2008.50 2003.92 2022.84 2051.52
JUL/2008 JUL/2008 DIC/2003 NOV/2022 JUL/2051
ff (fk) fi n D Dmáx. Lr ek VUE FPME FRP
UNIDAD DE CONTROL UC-01: FONDO
2008.50 2003.42 207 1.09 1.18 100 229 109.05 2044.85 2117.55
UNIDAD DE CONTROL UC-02: PRIMER ANILLO
2008.50 2003.42 20 1.40 1.80 260 335 41.75 2022.42 2050.25
UNIDAD DE CONTROL UC-03 SEGUNDO ANILLO
2008.50 2003.92 15 1.50 1.99 207 252 22.58 2016.03 2031.08
UNIDAD DE CONTROL UC-04 TERCER ANILLO
2008.50 2003.92 23 2.15 2.73 153 217 23.46 2016.32 2031.96
UNIDAD DE CONTROL UC-05 CUARTO ANILLO
2008.50 2003.92 6 0.73 1.11 100 235 121.92 2049.14 2130.42
UNIDAD DE CONTROL UC-06 QUINTO ANILLO
2008.50 2003.92 7 1.46 2.17 100 231 60.27 2028.59 2068.77
UNIDAD DE CONTROL UC-07 CUPULA
2008.50 2003.92 46 1.11 1.32 100 157 43.02 2022.84 2051.52
Nomenclatura
d velocidad de desgaste del punto. Lr Límite de retiro .
ff fecha de la medición más reciente. ek Espesor más bajo encontrado en la última medición.
fi fecha de medición anterior (fk). D max Promedio ajustado estadísticamente
n Número de valores de velocidades de desgaste que intervienen en el cálculo. VUE Vida util estimada
D Promedio aritmético de las velocidades de desgaste. FPM E Fecha de próxima medición
Dmáx. Promedio ajustado estadísticamente. FRP Fecha de retiro probable
UC-01326 1.18 AMBIENTE
UC-0242 1.80 AMBIENTE
UC-0349 1.99 AMBIENTE
UC-0449 2.73 AMBIENTE
UC-0549 1.11 AMBIENTE
UC-0642 2.17 AMBIENTE
MEMORIA DE CÁLCULO
UC-07274 1.32 AMBIENTE
I I I I I I I I
I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I I I I I I I
Página 62
Los resultados obtenidos para el tanque TV-02 son los siguientes:
La medición de espesores muestra que el tanque se encuentra en
condiciones aceptables de operación.
La unidad de control con menor vida útil estimada fue la siguiente:
Vida útil estimada del segundo anillo de envolvente.
Se recomienda tener en monitoreo continuo esta unidad de control según la
fecha de próxima medición de espesores (FPME).
Esta unidad de control se encuentra cerca del límite de retiro, lo que es de
esperarse; a pesar de que cuenta con un límite de retiro alto los primeros
anillos poseen una velocidad de desgaste mayor, debido a que el
almacenamiento del producto se concentra en las primeras unidades de
control.
La otra unidad de control que posee una menor vida útil estimada (VUE) es
la U.C. 04 Tercer Anillo, por lo que hay que mantener vigilada esta unidad
de control.
n 15 D 1.5
1.99
ek 252 Lr 207
22.58
2016
2031.1
D + 1.28D/√n Dmax
(ek - Lr)/Dmax VUE
fk + VUE/3 FPME
fk + VUE FRP
Página 63
Tabla 15. Análisis de la medición de espesores del tanque TV-03.
Circuito: TV-03 Magna - 20,000 BLS.
Unidad de Control: Fondo, envolvente y cúpula
Total de puntos de control originales: 791
UN ID A D D E
C ON T R OL
F EC H A D E
A N Á LISIS
F EC H A D E
ÚLT IM A
M ED IC IÓN
F EC H A
C ON T R A LA
QUE SE
A N A LIZ A
N O. P UN T OS
C OM P LET OS
VEL. D E
D ESGA ST E
(mpa)
F EC H A
P R ÓXIM A
M ED IC IÓN
F .P .M .
(calculada)
F EC H A
R ET IR O
P R OB A B LE
T EM P . D E
M ED IC IÓN
(ºC )
UNIDAD DE CONTROL UC-01: FONDO
2008.42 2008.42 2003.83 2041.43 2107.75
JUN/2008 JUN/2008 OCT/2003 JUN/2041 OCT/2107
UNIDAD DE CONTROL UC-02: PRIMER ANILLO
2008.42 2008.42 2003.83 2016.50 2032.65
JUN/2008 JUN/2008 OCT/2003 JUL/2016 AGO/2032
UNIDAD DE CONTROL UC-03 SEGUNDO ANILLO
2008.42 2008.42 2003.83 2010.19 2013.74
JUN/2008 JUN/2008 OCT/2003 MAR/2010 SEPT/2013
UNIDAD DE CONTROL UC-04 TERCER ANILLO
2008.42 2008.42 2003.83 2014.45 2026.52
JUN/2008 JUN/2008 OCT/2003 JUN/2014 JUL/2026
UNIDAD DE CONTROL UC-05 CUARTO ANILLO
2008.42 2008.42 2003.83 2035.87 2090.78
JUN/2008 JUN/2008 OCT/2003 NOV/2035 OCT/2090
UNIDAD DE CONTROL UC-06 QUINTO ANILLO
2008.42 2008.42 2003.83 2026.41 2062.40
JUN/2008 JUN/2008 OCT/2003 MAY/2026 MAY/2062
UNIDAD DE CONTROL UC-07 CUPULA
2008.42 2008.42 2003.83 2016.51 2032.69
JUN/2008 JUN/2008 OCT/2003 JUL/2016 SEPT/2032
ff (fk) fi n D Dmáx. Lr ek VUE FPME FRP
UNIDAD DE CONTROL UC-01: FONDO
2008.42 2003.83 195 1.22 1.33 100 232 99.33 2041.53 2107.75
UNIDAD DE CONTROL UC-02: PRIMER ANILLO
2008.42 2003.83 25 2.23 2.81 260 328 24.23 2016.50 2032.65
UNIDAD DE CONTROL UC-03 SEGUNDO ANILLO
2008.42 2003.83 30 3.51 4.32 207 230 5.32 2010.19 2013.74
UNIDAD DE CONTROL UC-04 TERCER ANILLO
2008.42 2003.83 38 2.70 3.26 153 212 18.10 2014.45 2026.52
UNIDAD DE CONTROL UC-05 CUARTO ANILLO
2008.42 2003.83 41 1.34 1.60 100 232 82.36 2035.87 2090.78
UNIDAD DE CONTROL UC-06 QUINTO ANILLO
2008.42 2003.83 37 2.00 2.43 100 231 53.98 2026.41 2062.40
UNIDAD DE CONTROL UC-07 CUPULA
2008.42 2003.83 182 1.62 1.77 100 143 24.27 2016.51 2032.69
Nomenclatura
d velocidad de desgaste del punto. Lr Límite de retiro .
ff fecha de la medición más reciente. ek Espesor más bajo encontrado en la última medición.
fi fecha de medición anterior (fk). D max Promedio ajustado estadísticamente.
n Número de valores de velocidades de desgaste que intervienen en el cálculo. VUE Vida util estimada.
D Promedio aritmético de las velocidades de desgaste. FPM E Fecha de próxima medición.
Dmáx. Promedio ajustado estadísticamente. FRP Fecha de retiro probable.
MEMORIA DE CÁLCULO
UC-07285 1.77 AMBIENTE
UC-0549 1.60 AMBIENTE
UC-0642 2.43 AMBIENTE
UC-0349 4.32 AMBIENTE
UC-0449 3.26 AMBIENTE
UC-01275 1.33 AMBIENTE
UC-0242 2.81 AMBIENTE
I I
I I I I I I I I
I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I I
I I I I
I I I I
I I I I I I I I I
Página 64
Los resultados obtenidos para el tanque TV-03 son los siguientes:
La medición de espesores muestra que el tanque se encuentra en
condiciones aceptables de operación.
La unidad de control con menor vida útil estimada fue la siguiente:
Vida útil estimada del segundo anillo de envolvente.
Se recomienda tener en monitoreo continuo esta unidad de control según la
fecha de próxima medición de espesores (FPME).
Esta unidad de control se encuentra cerca del límite de retiro, lo que es de
esperarse; a pesar de que cuenta con un límite de retiro alto los primeros
anillos poseen una velocidad de desgaste mayor, debido a que el
almacenamiento del producto se concentra en las primeras unidades de
control, esto corrobora que la vida útil estimada sea baja.
La unidad de control U.C. 03 Segundo Anillo, se encuentra cerca de la
fecha de retiro probable, debido a que sólo se cuenta con un registro de
medición de espesores se, recomienda realizar la medición de espesores lo
más pronto posible (normalmente se recomienda que se realice la
inspección de espesores al año siguiente) para poder realizar un análisis
más a detalla sobre dicha unidad de control.
n 30 D 3.51
4.32
ek 230 Lr 207
5.32
2010.19
2013.7
D + 1.28D/√n Dmax
(ek - Lr)/Dmax VUE
fk + VUE/3 FPME
fk + VUE FRP
Página 65
Tabla 16. Análisis de la medición de espesores del tanque TV-05.
Circuito: TV-05 Diesel - 20,000 BLS.
Unidad de Control: Fondo, envolvente y cúpula
Total de puntos de control originales: 765
UN ID A D D E
C ON T R OL
F EC H A D E
A N Á LISIS
F EC H A D E
ÚLT IM A
M ED IC IÓN
F EC H A
C ON T R A LA
QUE SE
A N A LIZ A
N O. P UN T OS
C OM P LET OS
VEL. D E
D ESGA ST E
(mpa)
F EC H A
P R ÓXIM A
M ED IC IÓN
F .P .M .
(calculada)
F EC H A
P R ÓXIM A
M ED IC IÓN
F .P .M .
( real)
F EC H A
R ET IR O
P R OB A B LE
T EM P . D E
M ED IC IÓN
(ºC )
UNIDAD DE CONTROL UC-01: FONDO
2009.25 2009.25 2004.25 2030.10 2014.25 2071.80
ABR/2009 ABR/2009 ABR/2004 FEB/2030 ABR/2014 OCT/2071
UNIDAD DE CONTROL UC-02: PRIMER ANILLO
2009.25 2009.25 2004.25 2028.84 2014.25 2068.03
ABR/2009 ABR/2009 ABR/2004 NOV/2028 ABR/2014 ENE/2068
UNIDAD DE CONTROL UC-03 SEGUNDO ANILLO
2009.25 2009.25 2004.25 2021.10 2014.25 2044.79
ABR/2009 ABR/2009 ABR/2004 FEB/2021 ABR/2014 OCT/2044
UNIDAD DE CONTROL UC-04 TERCER ANILLO
2009.25 2009.25 2004.25 2022.78 2014.25 2049.84
ABR/2009 ABR/2009 ABR/2004 OCT/2022 ABR/2014 NOV/2049
UNIDAD DE CONTROL UC-05 CUARTO ANILLO
2009.25 2009.25 2004.25 2025.33 2014.25 2057.50
ABR/2009 ABR/2009 ABR/2004 ABR/2025 ABR/2014 JUL/2057
UNIDAD DE CONTROL UC-06 QUINTO ANILLO
2009.25 2009.25 2004.25 2031.86 2014.25 2077.08
ABR/2009 ABR/2009 ABR/2004 NOV/2031 ABR/2014 ENE/2077
UNIDAD DE CONTROL UC-07 CUPULA
2009.25 2009.25 2004.25 2029.14 2014.25 2068.92
ABR/2009 ABR/2009 ABR/2004 FEB/2029 ABR/2014 DIC/2068
ff (fk) fi n D Dmáx. Lr ek VUE FPME FRP
UNIDAD DE CONTROL UC-01: FONDO
2009.25 2004.25 187 1.90 2.08 100 230 62.55 2030.10 2071.80
UNIDAD DE CONTROL UC-02: PRIMER ANILLO
2009.25 2004.25 23 1.06 1.34 260 339 58.78 2028.84 2068.03
UNIDAD DE CONTROL UC-03 SEGUNDO ANILLO
2009.25 2004.25 27 1.90 2.36 207 291 35.54 2021.10 2044.79
UNIDAD DE CONTROL UC-04 TERCER ANILLO
2009.25 2004.25 23 1.40 1.77 153 225 40.59 2022.78 2049.84
UNIDAD DE CONTROL UC-05 CUARTO ANILLO
2009.25 2004.25 25 2.11 2.65 100 228 48.25 2025.33 2057.50
UNIDAD DE CONTROL UC-06 QUINTO ANILLO
2009.25 2004.25 20 1.49 1.92 100 230 67.83 2031.86 2077.08
UNIDAD DE CONTROL UC-07 CUPULA
2009.25 2004.25 100 1.04 1.17 100 170 59.67 2029.14 2068.92
Nomenclatura
d velocidad de desgaste del punto. Lr Límite de retiro .
ff fecha de la medición más reciente. ek Espesor más bajo encontrado en la última medición.
fi fecha de medición anterior (fk). D max Promedio ajustado estadísticamente.
n Número de valores de velocidades de desgaste que intervienen en el cálculo. VUE Vida util estimada.
D Promedio aritmético de las velocidades de desgaste. FPM E Fecha de próxima medición.
Dmáx. Promedio ajustado estadísticamente. FRP Fecha de retiro probable.
UC-01270 2.08 AMBIENTE
UC-0242 1.34 AMBIENTE
UC-0349 2.36 AMBIENTE
UC-0449 1.77 AMBIENTE
UC-07264 1.17 AMBIENTE
UC-0549 2.65 AMBIENTE
UC-0642 1.92 AMBIENTE
MEMORIA DE CÁLCULO
I I I I I I I I
I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I
I I I
I I I
I I I I I I I I I
I I I I I I I I I
Página 66
Los resultados obtenidos para el tanque TV-05 son los siguientes:
La medición de espesores muestra que el tanque se encuentra en
condiciones aceptables de operación.
La unidad de control con menor vida útil estimada fue la siguiente:
Vida útil estimada del segundo anillo de envolvente.
Se recomienda tener en monitoreo continuo esta unidad de control según la
fecha de próxima medición de espesores (FPME).
n 27 D 1.90
2.36
ek 291 Lr 207
35.54
2021.1
2044.8
D + 1.28D/√n Dmax
(ek - Lr)/Dmax VUE
fk + VUE/3 FPME
fk + VUE FRP
Página 67
Tabla 17. Análisis de la medición de espesores del tanque TV-06.
Circuito: TV-06 Diesel - 20,000 BLS.
Unidad de Control: Fondo, envolvente y cúpula
Total de puntos de control originales: 860
UN ID A D D E
C ON T R OL
F EC H A D E
A N Á LISIS
F EC H A D E
ÚLT IM A
M ED IC IÓN
F EC H A
C ON T R A LA
QUE SE
A N A LIZ A
N O. P UN T OS
C OM P LET OS
VEL. D E
D ESGA ST E
(mpa)
F EC H A
P R ÓXIM A
M ED IC IÓN
F .P .M .
(calculada)
F EC H A
P R ÓXIM A
M ED IC IÓN
F .P .M .
( real)
F EC H A
R ET IR O
P R OB A B LE
T EM P . D E
M ED IC IÓN
(ºC )
UNIDAD DE CONTROL UC-01: FONDO
2009.50 2009.50 2004.50 2043.06 2014.50 2110.18
JUL/2009 JUL/2009 JUL/2004 ENE/2043 JUL/2014 MAR/2110
UNIDAD DE CONTROL UC-02: PRIMER ANILLO
2009.50 2009.50 2004.50 2027.61 2014.50 2063.82
JUL/2009 JUL/2009 JUL/2004 AGO/2027 JUL/2014 OCT/2063
UNIDAD DE CONTROL UC-03 SEGUNDO ANILLO
2009.50 2009.50 2004.50 2046.85 2014.50 2121.55
JUL/2009 JUL/2009 JUL/2004 NOV/2046 JUL/2014 JUL/2121
UNIDAD DE CONTROL UC-04 TERCER ANILLO
2009.50 2009.50 2004.50 2050.54 2014.50 2132.61
JUL/2009 JUL/2009 JUL/2004 JUL/2050 JUL/2014 AGO/2132
UNIDAD DE CONTROL UC-05 CUARTO ANILLO
2009.50 2009.50 2004.50 2046.77 2014.50 2121.32
JUL/2009 JUL/2009 JUL/2004 OCT/2046 JUL/2014 ABR/2121
UNIDAD DE CONTROL UC-06 QUINTO ANILLO
2009.50 2009.50 2004.50 2041.49 2014.50 2105.48
JUL/2009 JUL/2009 JUL/2004 JUN/2041 JUL/2014 JUN/2105
UNIDAD DE CONTROL UC-07 CUPULA
2009.50 2009.50 2004.50 2024.50 2014.50 2054.49
JUL/2009 JUL/2009 JUL/2004 JUL/2024 JUL/2014 JUN/2054
ff (fk) fi n D Dmáx. Lr ek VUE FPME FRP
UNIDAD DE CONTROL UC-01: FONDO
2009.50 2004.50 173 1.17 1.28 100 229 100.68 2043.06 2110.18
UNIDAD DE CONTROL UC-02: PRIMER ANILLO
2009.50 2004.50 16 1.33 1.75 260 355 54.32 2027.61 2063.82
UNIDAD DE CONTROL UC-03 SEGUNDO ANILLO
2009.50 2004.50 20 0.68 0.87 207 305 112.05 2046.85 2121.55
UNIDAD DE CONTROL UC-04 TERCER ANILLO
2009.50 2004.50 21 0.63 0.80 133 232 123.11 2050.54 2132.61
UNIDAD DE CONTROL UC-05 CUARTO ANILLO
2009.50 2004.50 16 0.89 1.17 100 231 111.82 2046.77 2121.32
UNIDAD DE CONTROL UC-06 QUINTO ANILLO
2009.50 2004.50 23 1.06 1.34 100 229 95.98 2041.49 2105.48
UNIDAD DE CONTROL UC-07 CUPULA
2009.50 2004.50 144 1.31 1.44 100 165 44.99 2024.50 2054.49
Nomenclatura
d velocidad de desgaste del punto. Lr Límite de retiro .
ff fecha de la medición más reciente. ek Espesor más bajo encontrado en la última medición.
fi fecha de medición anterior (fk). D max Promedio ajustado estadísticamente.
n Número de valores de velocidades de desgaste que intervienen en el cálculo. VUE Vida util estimada.
D Promedio aritmético de las velocidades de desgaste. FPM E Fecha de próxima medición.
Dmáx. Promedio ajustado estadísticamente. FRP Fecha de retiro probable.
MEMORIA DE CÁLCULO
UC-07294 1.44 AMBIENTE
UC-0549 1.17 AMBIENTE
UC-0642 1.34 AMBIENTE
UC-0349 0.87 AMBIENTE
UC-0449 0.80 AMBIENTE
UC-01335 1.28 AMBIENTE
UC-0242 1.75 AMBIENTE
I I I I I I I I
I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I
I I I
I I I
I I I I I I I I I
I I I I I I I I I
Página 68
Los resultados obtenidos para el tanque TV-06 son los siguientes:
La medición de espesores muestra que el tanque se encuentra en
condiciones aceptables de operación.
La unidad de control con menor vida útil estimada fue la siguiente:
Vida útil estimada de la cúpula.
Se recomienda tener en monitoreo continuo esta unidad de control según la
fecha de próxima medición (FPME).
n 144 D 1.31
1.44
ek 165 Lr 100
44.99
2024.5
2054.5
D + 1.28D/√n Dmax
(ek - Lr)/Dmax VUE
fk + VUE/3 FPME
fk + VUE FRP
Página 69
Tabla 18. Análisis de la medición de espesores del tanque TV-07.
Circuito: TV-07 Contaminado - 10,000 BLS.
Unidad de Control: Fondo, envolvente y cúpula
Total de puntos de control originales: 519
UN ID A D D E
C ON T R OL
F EC H A D E
A N Á LISIS
F EC H A D E
ÚLT IM A
M ED IC IÓN
F EC H A
C ON T R A LA
QUE SE
A N A LIZ A
N O. P UN T OS
C OM P LET OS
VEL. D E
D ESGA ST E
(mpa)
F EC H A
P R ÓXIM A
M ED IC IÓN
F .P .M .
(calculada)
F EC H A
P R ÓXIM A
M ED IC IÓN
F .P .M .
( real)
F EC H A
R ET IR O
P R OB A B LE
T EM P . D E
M ED IC IÓN
(ºC )
UNIDAD DE CONTROL UC-01: FONDO
2004.67 2004.67 1999.75 2061.44 2009.67 2175.00
SEPT/2004 SEPT/2004 OCT/1999 JUN/2061 SEPT/2009 DIC/2174
UNIDAD DE CONTROL UC-02: PRIMER ANILLO
2004.67 2004.67 1999.75 2015.73 2009.67 2037.84
SEPT/2004 SEPT/2004 OCT/1999 SEPT/2015 SEPT/2009 NOV/2037
UNIDAD DE CONTROL UC-03 SEGUNDO ANILLO
2004.67 2004.67 1999.75 2042.48 2009.67 2118.12
SEPT/2004 SEPT/2004 OCT/1999 JUN/2042 SEPT/2009 FEB/2118
UNIDAD DE CONTROL UC-04 TERCER ANILLO
2004.67 2004.67 1999.75 2044.26 2009.67 2123.44
SEPT/2004 SEPT/2004 OCT/1999 ABR/2044 SEPT/2009 JUN/2123
UNIDAD DE CONTROL UC-05 CUARTO ANILLO
2004.67 2004.67 1999.75 2071.94 2009.67 2206.49
SEPT/2004 SEPT/2004 OCT/1999 DIC/2071 SEPT/2009 JUN/2206
UNIDAD DE CONTROL UC-06 QUINTO ANILLO
2004.67 2004.67 1999.75 2016.91 2009.67 2041.39
SEPT/2004 SEPT/2004 OCT/1999 NOV/2016 SEPT/2009 MAY/2041
UNIDAD DE CONTROL UC-07 CUPULA
2004.67 2004.67 1999.75 2038.62 2009.67 2106.54
SEPT/2004 SEPT/2004 OCT/1999 AGO/2038 SEPT/2009 JUL/2106
ff (fk) fi n D Dmáx. Lr ek VUE FPME FRP
UNIDAD DE CONTROL UC-01: FONDO
2004.67 1999.75 124 0.70 0.781 100 233 170.33 2061.44 2175.00
UNIDAD DE CONTROL UC-02: PRIMER ANILLO
2004.67 1999.75 30 1.17 1.447 184 232 33.17 2015.73 2037.84
UNIDAD DE CONTROL UC-03 SEGUNDO ANILLO
2004.67 1999.75 35 0.62 0.749 146 231 113.45 2042.48 2118.12
UNIDAD DE CONTROL UC-04 TERCER ANILLO
2004.67 1999.75 35 0.47 0.573 106 174 118.78 2044.26 2123.44
UNIDAD DE CONTROL UC-05 CUARTO ANILLO
2004.67 1999.75 35 0.40 0.481 80 177 201.82 2071.94 2206.49
UNIDAD DE CONTROL UC-06 QUINTO ANILLO
2004.67 1999.75 30 1.99 2.450 80 170 36.73 2016.91 2041.39
UNIDAD DE CONTROL UC-07 CUPULA
2004.67 1999.75 168 0.89 0.982 62 162 101.87 2038.62 2106.54
Nomenclatura
d velocidad de desgaste del punto. Lr Límite de retiro .
ff fecha de la medición más reciente. ek Espesor más bajo encontrado en la última medición.
fi fecha de medición anterior (fk). D max Promedio ajustado estadísticamente.
n Número de valores de velocidades de desgaste que intervienen en el cálculo. VUE Vida util estimada.
D Promedio aritmético de las velocidades de desgaste. FPM E Fecha de próxima medición.
Dmáx. Promedio ajustado estadísticamente. FRP Fecha de retiro probable.
MEMORIA DE CÁLCULO
UC-07
UC-05
UC-06
35 0.481
30 2.450
UC-03
UC-04
35 0.749
35 0.573
UC-01
UC-02
134 0.781
30 1.447
AMBIENTE
180 0.982 AMBIENTE
AMBIENTE
AMBIENTE
AMBIENTE
AMBIENTE
AMBIENTE
I I I I I I I I
I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I I I I I I I
I I I
I I I I I I I I I
I I I I I I I I I
Página 70
Los resultados obtenidos para el TV-07 son los siguientes:
Debido a que no se cuentan con mediciones de espesores recientes, es
importante mantener en continuo monitoreo este circuito.
Con los datos con los que se cuenta, la unidad de control U.C. 02 Primer
Anillo, tiene una vida útil estimada (VUE) de 33 años, la menor para las
unidades de control del tanque TV-07. Esto es de esperarse por la
velocidad de desgaste, la cual es la más alta para la parte inferior del
tanque, como se ha mencionado con anterioridad, esta parte es la que está
sujeta a mayor desgaste.
Se observa que la unidad de control U.C. 05 Quinto Anillo, también posee
una velocidad de desgaste alta y por lo tanto una vida útil estimada, sin
embargo para este caso el límite de retiro es pequeño con respecto al de la
U.C. 02 Primer Anillo.
Nota: En las 13-18, los años contienen punto decimal, dicha fracción corresponde
a un mes en específico del año. En la tabla 19 se muestra la fracción
correspondiente al mes del año.
Tabla 19. Equivalencia fracción-mes.
MES FRACCIÓN
ENERO 0.000
FEBRERO 0.083
MARZO 0.167
ABRIL 0.250
MAYO 0.333
JUNIO 0.417
JULIO 0.500
AGOSTO 0.583
SEPTIEMBRE 0.667
OCTUBRE 0.750
NOVIEMBRE 0.833
DICIEMBRE 0.917
Página 71
4.2 Inspección Basada en Riesgo
4.2.1 Análisis del enfoque cualitativo
Con base en la metodología y con el fin de determinar el rango de criticidad,
planes y frecuencia de inspección de tanques de almacenamiento en estudio, es
que se ha desarrollado un manual con el fin de:
Identificar causas.
Determinar consecuencias, para cada causa, asumiendo que fallan todas
las protecciones o no existen.
Listar las salvaguardas y protecciones.
Determinar el nivel de riesgo para cada causa, considerando la frecuencia
con la que se da la causa y la gravedad de la consecuencia.
Hacer recomendaciones para minimizar el nivel de riesgo, ya sea
realizándolas para disminuir la frecuencia de la causa o para disminuir la
gravedad de la consecuencia.
A través del manual descrito en el apéndice D se obtuvo la siguiente matriz de
riesgos (Figura 13), ubicando a cada uno de los tanques en estudio en ella.
Página 72
Figura 13. Matriz de Riesgos Cualitativa
La matriz de riesgo obtenida es consecuencia de la puntuación obtenida de la
categoría de probabilidad así como de la obtenida por la consecuencia de daño. El
resultado indica el nivel de riesgo asociado al elemento evaluado, en esta matriz
se indica el nivel de riesgo de los siete tanques atmosféricos de almacenamiento
de hidrocarburos analizados.
Para los elementos estudiados se estableció una probabilidad de falla de
clasificación de 1, lo que indica que es sumamente improbable que se evidencie
una falla para cada elemento en cuestión debido a que no se ha presentado en
inspecciones anteriores la degradación de los materiales por el contacto que éstos
presentan con los fluidos del proceso y/o condiciones del servicio, es por esto que
5
4
3
2
1TV-01, TV-02, TV-03, TV-04, TV-
05, TV-06
A B C D E
PR
OB
AB
ILID
AD
CONSECUENCIAS
Página 73
no se prevén síntomas de falla en los tanques, lo cual no representaría un impacto
ambiental, en la seguridad del personal, infraestructura del equipo y continuidad
operacional.
Por otro lado, se estableció una consecuencia de falla de tipo C (Medio), lo cual
representa que los equipos en cuestión no son de complejidad significativa si
llegara a presentarse una falla considerable. Sin embrago, el riesgo deberá
mitigarse mediante controles de ingeniería y/o administrativos hasta un categoría
de consecuencia menor dentro de un periodo no mayor a un año.
4.2.2 Análisis del enfoque cuantitativo
Al igual que en el enfoque cualitativo, se desarrolló un manual para llevar acabo el
análisis del enfoque cuantitativo, éste se desglosa en el apéndice D.
El análisis cuantitativo está contemplado para calcular 4 consecuencias distintas:
a. Consecuencias inflamables.
b. Consecuencias tóxicas.
c. Consecuencias ambientales.
d. Consecuencias de interrupción del negocio.
Para el presente trabajo solo se calcularon las consecuencias inflamables que
pudieran presentarse en la planta.
El análisis de probabilidad se llevó acabo para obtener la frecuencia de falla del
equipo en cuestión, utilizando información referente a fallas genéricas. Esta
información es modificada con base a un factor que mide la tasa de daño y la
efectividad de las inspecciones, el factor módulo técnico, siendo éste el que
genera mayor peso en el análisis de probabilidad.
Finalmente, el riesgo es calculado como el producto de la probabilidad por la
consecuencia inflamable para cada equipo estudiado, la matriz de riesgos
generada se muestra en la figura 14:
Página 74
Figura 14. Matriz de Riesgos Cuantitativa
A través de la figura 14, se observa que no hubo cambios aparentes con respecto
al análisis cualitativo, en efecto en principio no hay un cambio apreciable, sin
embargo en el análisis cuantitativo la efectividad de la inspección que se ha
llevado a cabo en la planta juega un papel de suma importancia.
El factor determinante entre el análisis cualitativo y cuantitativo es la efectividad de
los programas de inspección que se llevan a cabo en la terminal de
almacenamiento y reparto ubicada en León, Guanajuato.
5
4
3
2
1TV-01, TV-02, TV-03, TV-04, TV-
05, TV-06
A B C D E
PR
OB
AB
ILID
AD
CONSECUENCIAS
Página 75
Analizando la matriz de riesgos se encuentra que la probabilidad de ocurrencia es
muy baja, esto se debe a que las estrategias de inspección y mantenimiento son
las adecuadas para preservar la función requerida del sistema en el contexto
operacional actual.
Con respecto a la consecuencia de falla, los tanques atmosféricos de
almacenamiento se ubicaron en la posición C, lo que se traduce en una
consecuencia potencialmente seria. Esto podría afectar la seguridad del personal
y de las instalaciones causando daños moderados, accidentes con pérdida de
tiempo, fuga de fluidos inflamables e incendio localizado.
Los resultados de consecuencia de falla han considerado los sistemas de
detección, aislamiento y mitigación presentes en la planta, sin embargo hay que
enfocar el trabajo en aumentar la eficiencia de los programas de inspección, ya
que de esta manera se mantendrá la operatividad segura de los equipos así como
la seguridad del personal y del medio ambiente.
Página 76
Capítulo V
CONCLUSIONES
5. Conclusiones
El sistema integral de medición y control de espesores en líneas y equipo
de proceso (SIMECELE) se emplea como herramienta para tener un mejor
control de las mediciones de espesor que se realizan en líneas y equipos,
así mismo se lleva a cabo un análisis estadístico con el propósito de poder
estandarizar los puntos críticos en las líneas y equipos.
El SIMECELE brinda la información necesaria para poder desarrollar la
inspección basada en riesgo, a través de ésta los planes de inspección se
pueden llegar a modificar con la finalidad de aumentar la eficiencia de los
mismos. De esta forma la retroalimentación que existe entre el SIMECELE
y la IBR, y viceversa, es directa y sumamente complementaria, lo cual
beneficia de manera directa los estándares de seguridad de una planta.
A través de la información generada por el SIMECELE se observa que la
parte que sufre mayor desgaste por la corrosión en los tanques
atmosféricos, corresponde a los primeros anillos del mismo. Esto se debe a
que es en esta parte donde se concentra la mayor parte del fluido.
La finalidad de dividir al tanque atmosférico (considerado como un circuito)
en sus diferentes partes que lo integran: fondo, anillos y cúpula (unidades
de control); trae como ventaja el monitorear cada unidad de control de
acuerdo con el desgate que sufre cada una de ellas. De esta forma la vida
útil estimada, la fecha de próxima medición y la fecha de retiro probable
varían una de otras.
Página 77
El análisis del equipo de una planta, usando el método de IBR, puede
identificar dónde buscar posibles daños, qué tipo de daño podría ocurrir, las
técnicas de inspección apropiadas que deben aplicarse y la frecuencia de
las inspecciones que deberán realizarse. Como resultado, se da más
prioridad a la inspección de activos con una gran probabilidad de falla e
impacto inmediato que los activos que tienen un alto índice de falla y bajo
impacto, teniendo en cuenta la aplicación más racional de los recursos de
inspección. Se trató de ejemplificar esta metodología con tanques de
almacenamiento debido a que son críticos en instalaciones de refinación de
petróleo y representan gran impacto cuando ocurren fallas en ellos.
En el análisis cualitativo de la IBR, se observa que unos de los factores
importantes para la determinación de la categoría de probabilidad de
ocurrencia, es el factor de daño (FD). Debido a que éste es un factor
inherente en cualquier proceso industria, su impacto se verá reflejado en el
factor de probabilidad (FP). A su vez, el factor de inspección (FI) será el
responsable de amortiguar el impacto generado por el factor de daño, ya
que el factor de inspección representa una medida de la efectividad de los
programas de inspección.
Los otros factores de igual manera son importantes para determinar el
factor de probabilidad, sin embargo la importancia de éstos radica en el
diseño de los equipos, las variables de proceso, etc.
En la determinación de la categoría de consecuencia, en el análisis
cualitativo, se observa que el factor más importante es el factor de cantidad
(FC). Esto se debe a que este factor determina la posible cantidad de
material que puede ser liberada en caso de una pérdida de contención. Los
demás factores dependerán de las propiedades del fluido así como las
condiciones bajo las cuales se opere en planta, por lo que ayudarán a
contrarrestar el impacto generado por el factor de cantidad.
Página 78
El análisis cuantitativo de la IBR permite obtener una serie de datos
relacionados con la liberación del contenido de material en diferentes
escenarios, a través de los cuales se representan las consecuencias
generados por el evento. Los tipos de consecuencia descritos en el
presente trabajo son: área de daño por equipo y área de fatalidades, éstos
se consideraron para un solo evento (evento inflamable).
Las áreas de daño por equipo y de fatalidades son usadas para describir
las consecuencias potenciales en el campo de evaluaciones de riesgos.
Como su nombre implica, las áreas afectadas representan la cantidad de
superficie de área que un evento inflamable puede afectar. A manera de
priorizar las consecuencias de acuerdo al área afectada, es típicamente
asumido que el equipo ó el personal en riesgo están eventualmente
distribuidos a lo largo de la superficie calculada (metros cuadrados). Una
aproximación más rigurosa podrá asignar una densidad de población con
tiempo ó un valor de densidad de equipo a diferentes superficies.
A través de la matriz de riesgos es posible identificar aquellos equipos que
representen un riesgo para la seguridad de la planta. De esta manera es
posible priorizar las labores de inspección que conduzcan a la operación
segura de los equipos. En el presente trabajo no se observó un cambio
para las dos matrices (análisis cualitativo y cuantitativo), en ambos casos se
mantuvo la probabilidad de ocurrencia del evento, así como las
consecuencias que se pudieran generar. El factor determinante para la
probabilidad de ocurrencia son los trabajos de inspección llevadas a cabo
en la planta, entre más confiable sea la información la probabilidad de
ocurrencia de un evento riesgoso será más baja. El nivel de las
consecuencias generadas por un evento riesgoso, estarán determinados en
gran medida por los sistemas de detección/asilamiento y por los sistemas
de mitigación con los que cuente la planta. Si éstos existen y operan de
manera eficaz, las consecuencias generadas por evento riesgoso podrán
ser disminuidas.
Página 79
Las inspecciones llevadas a cabo por el personal de la planta juegan un
papel importante en la IBR, ya que en los dos enfoques (cualitativo y
cuantitativo) éstas ayudan a minimizar la probabilidad de ocurrencia de un
evento riesgoso. Es por esta razón que se debe de poner un esfuerzo en
dichas prácticas para asegurar la operación correcta de los equipos sin
afectar la seguridad de los activos fijos así como la seguridad del personal
de la planta y del medio ambiente.
Uno de los principales problemas en la aplicación del plan IBR, es el
compromiso del personal de la instalación con la planeación de la IBR, por
lo que se deberán de realizar los esfuerzos necesarios para estrechar el
vínculo entre los planeadores y el personal de la instalación, de manera que
éste último se sienta comprometido con el plan y su implementación sea un
factor de éxito en el cumplimiento de sus objetivos.
En consecuencia, el IBR tiene las siguientes características clave:
Una alternativa más rentable a la inspección tradicional, normalmente por
medio de una prueba no destructiva.
El personal tendrá la capacidad de manejar una operación de planta y
equipo más confiables.
Habilidad de identificar los riesgos de operación asociados en el equipo a
través de la degradación de los materiales.
Apego a los códigos de conformidad teniendo por efecto una mayor
seguridad.
Minimización del periodo de inactividad de la planta.
Página 80
6. Bibliografía
Libros:
- [1] A.C. Gangadharan, et al. Leark prevention and corrective action
technology for underground storage tanks. Ed. Elsevier. USA, 1988.
- [2] Colling, David A. Industrial Safety, Management & Technology. Ed.
Prentice Hall, College of Engineering, University of Lowell, 1990.
- [3] Rizzo, Joyce A., et al. Underground storage tank management: A
practical guide. USA, 1991.
- [4] Kletz, Trevor A. What went wrong? : cases histories of process plant
disasters and how they could have been avoided. Ed. Elsevier. USA, 2009.
- [5] Nolan, Dennis P. Safety and security review for the process industries:
application of HAZOP, PHA and what-if reviews. Ed. William Andrew Inc.
USA, 2008.
- [6] OIT. Control de riesgos de accidentes mayores. Manual práctico.
Alfaomega Grupo Editor. México, 1995.
- [7] Karamoko, D. (2009). “Inspección Basada en Riesgos (RBI), Prevenir
paros y proteger el medio ambiente”. Servicios Bureau Veritas Mexicana.
Pág.1, 2.
- [8] R.H. Perry, D. Green. Perry’s Chemical Engineering Handbook. Ed.
McGraw Hill. New York, 1984.
- [9] Reid, Robert C, et.al. The properties of Gases and Liquids. 4ed. McGraw
Hill. New York, 1987.
Página 81
Artículos:
- [10] Anonymus. Refinery embraces risk-based inspection plan. Oil & Gas
Journal. May 24, 1999; 97, 21. ProQuest pg. 58-60.
Normas y manuales:
- [11] API-RP 580, API Recommended Practice 580 “Risk-Based Inspection”.
First Publication. May 2000. American Petroleum Institute.
- [12] API 581 “Risk-Based Inspection Base Resource Document”. Second
Edition. October 2000. American Petroleum Institute.
- [13] API 570 “Inspection, Repair, Alteration, and Rerating of In-service
Piping Systems” Second Edition, October 1998, Addendum 1, February
2000, Addendum 2, December 2001, Global Engineering documents, pp. 5-
1. American Petroleum Institute.
- [14] API-RP 941”Steels for Hydrogen Service at Elevated Temperatures and
Pressures in Petroleum Refineries and Petrochemical Plants”.
- [15] DG-SASIPA-IT-00204. Rev.7. Guía para el registro, análisis y
programación de la medición preventiva de espesores.
- [16] CEASPA-GDDITA-002, Rev.1.
- [17] GPASI-IT-0004, Procedimiento para la revisión de tanques de
almacenamiento atmosféricos, PEMEX-refinación, Enero 1988.
- [18] Manual de Usuario SIMECELE, Rev. D.
Página 82
Anexo A. Censo de Circuitos
Los circuitos de la Terminal de Almacenamiento y Reparto, definidos de acuerdo
con la Guía DG-SASIPA-IT-00204 (Rev.7, 2010), se muestran en la Tabla A1 para
equipos, debido al alcance del presente trabajo, solo se muestran los circuitos de
equipos.
Tabla A1. Censo de Circuitos de Equipos
NO. CIRCUITO DESCRIPCIÓN SERVICIO DFP
E 01 TV-01 Tanque de almacenamiento de
gasolina, 10 000 bls. Premium A-001
E 02 TV-02 Tanque de almacenamiento de
gasolina, 20 000 bls. Magna A-001
E 03 TV-03 Tanque de almacenamiento de
gasolina, 20 000 bls. Magna A-001
E 04 TV-04 Tanque de almacenamiento de
Diesel, 10 000 bls. Diesel A-001
E 05 TV-05 Tanque de almacenamiento de
Diesel, 20 000 bls. Diesel A-001
E 06 TV-06 Tanque de almacenamiento
gasolina, 20 000 bls. Magna A-001
E 07 TV-07 Tanque de almacenamiento
Contaminados, 10 000 bls. Contaminado A-001
E 08 TV-08
Tanque de almacenamiento de
30 000 bls.
Sin Servicio A-001
Página 83
Anexo B. Censo de unidades de control
Las Unidades de Control de la Terminal de Almacenamiento y Reparto definidas
de acuerdo con la Guía DG-SASIPA-IT-0204 (Rev. 7, 2010), se muestran en la
tabla B1 para equipos. Debido al alcance del presente trabajo, solo se muestran
las unidades de control de equipos.
Tabla B1. Censo de Unidades de control de Equipos (Continuación)
CIRCUITO
SIMECELE
UNIDAD DE
CONTROL
SIMECELE
CIRCUITO
ORIGINAL
UNIDAD DE
CONTROL
ORIGINAL
DESCRIPCIÓN No.
ISOM.
DTI
E 01. TV-01 ANILLO 1 E 01. TV-01 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 10 000 bls. 01 A-300
E 01. TV-01 ANILLO 2 E 01. TV-01 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 10 000 bls. 01 A-300
E 01. TV-01 ANILLO 3 E 01. TV-01 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 10 000 bls. 01 A-300
E 01. TV-01 ANILLO 4 E 01. TV-01 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 10 000 bls. 01 A-300
E 01. TV-01 ANILLO 5 E 01. TV-01 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 10 000 bls. 01 A-300
E 01. TV-01 CÚPULA E 01. TV-01 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 10 000 bls. 01 A-300
E 01. TV-01 FONDO E 01. TV-01 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 10 000 bls. 01 A-300
E 01. TV-01 CÁRCAMO E 01. TV-01 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 10 000 bls. 01 A-300
E 02. TV-02 ANILLO 1 E 02. TV-02 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 02. TV-02 ANILLO 2 E 02. TV-02 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 02. TV-02 ANILLO 3 E 02. TV-02 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
Página 84
Tabla B1. Censo de Unidades de control de Equipos (Continuación)
CIRCUITO
SIMECELE
UNIDAD DE
CONTROL
SIMECELE
CIRCUITO
ORIGINAL
UNIDAD DE
CONTROL
ORIGINAL
DESCRIPCIÓN No.
ISOM.
DTI
E 02. TV-02 ANILLO 4 E 02. TV-02 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 02. TV-02 ANILLO 5 E 02. TV-02 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 02. TV-02 CÚPULA E 02. TV-02 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 02. TV-02 FONDO E 02. TV-02 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 02. TV-02 CÁRCAMO 1 E 02. TV-02 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 02. TV-02 CÁRCAMO 2 E 02. TV-02 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 03. TV-03 ANILLO 1 E 03. TV-03 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 03. TV-03 ANILLO 2 E 03. TV-03 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 03. TV-03 ANILLO 3 E 03. TV-03 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 03. TV-03 ANILLO 4 E 03. TV-03 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 03. TV-03 ANILLO 5 E 03. TV-03 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 03. TV-03 CÚPULA E 03. TV-03 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 03. TV-03 FONDO E 03. TV-03 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 03. TV-03 CÁRCAMO 1 E 03. TV-03 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 03. TV-03 CÁRCAMO 2 E 03. TV-03 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 04. TV-04 ANILLO 1 E 04. TV-04 --- Tanque de almacenamiento 01 A-300
Página 85
Tabla B1. Censo de Unidades de control de Equipos (Continuación)
CIRCUITO
SIMECELE
UNIDAD DE
CONTROL
SIMECELE
CIRCUITO
ORIGINAL
UNIDAD DE
CONTROL
ORIGINAL
DESCRIPCIÓN No.
ISOM.
DTI
de Diesel, 10 000 bls.
E 04. TV-04 ANILLO 2 E 04. TV-04 --- Tanque de almacenamiento
de Diesel, 10 000 bls. 01 A-300
E 04. TV-04 ANILLO 3 E 04. TV-04 --- Tanque de almacenamiento
de Diesel, 10 000 bls. 01 A-300
E 04. TV-04 ANILLO 4 E 04. TV-04 --- Tanque de almacenamiento
de Diesel, 10 000 bls. 01 A-300
E 04. TV-04 ANILLO 5 E 04. TV-04 --- Tanque de almacenamiento
de Diesel, 10 000 bls. 01 A-300
E 04. TV-04 CÚPULA E 04. TV-04 --- Tanque de almacenamiento
de Diesel, 10 000 bls. 01 A-300
E 04. TV-04 FONDO E 04. TV-04 --- Tanque de almacenamiento
de Diesel, 10 000 bls. 01 A-300
E 04. TV-04 CÁRCAMO E 04. TV-04 --- Tanque de almacenamiento
de Diesel, 10 000 bls. 01 A-300
E 05. TV-05 ANILLO 1 E 05. TV-05 --- Tanque de almacenamiento
de Diesel, 20 000 bls. 01 A-300
E 05. TV-05 ANILLO 2 E 05. TV-05 --- Tanque de almacenamiento
de Diesel, 20 000 bls. 01 A-300
E 05. TV-05 ANILLO 3 E 05. TV-05 --- Tanque de almacenamiento
de Diesel, 20 000 bls. 01 A-300
E 05. TV-05 ANILLO 4 E 05. TV-05 --- Tanque de almacenamiento
de Diesel, 20 000 bls. 01 A-300
E 05. TV-05 ANILLO 5 E 05. TV-05 --- Tanque de almacenamiento
de Diesel, 20 000 bls. 01 A-300
E 05. TV-05 CÚPULA E 05. TV-05 --- Tanque de almacenamiento
de Diesel, 20 000 bls. 01 A-300
E 05. TV-05 FONDO E 05. TV-05 --- Tanque de almacenamiento
de Diesel, 20 000 bls. 01 A-300
E 05. TV-05 CÁRCAMO 1 E 05. TV-05 --- Tanque de almacenamiento
de Diesel, 20 000 bls. 01 A-300
Página 86
Tabla B1. Censo de Unidades de control de Equipos (Continuación)
CIRCUITO
SIMECELE
UNIDAD DE
CONTROL
SIMECELE
CIRCUITO
ORIGINAL
UNIDAD DE
CONTROL
ORIGINAL
DESCRIPCIÓN No.
ISOM.
DTI
E 05. TV-05 CÁRCAMO 2 E 05. TV-05 --- Tanque de almacenamiento
de Diesel, 20 000 bls. 01 A-300
E 06. TV-06 ANILLO 1 E 06. TV-06 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 06. TV-06 ANILLO 2 E 06. TV-06 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 06. TV-06 ANILLO 3 E 06. TV-06 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 06. TV-06 ANILLO 4 E 06. TV-06 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 06. TV-06 ANILLO 5 E 06. TV-06 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 06. TV-06 CÚPULA E 06. TV-06 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 06. TV-06 FONDO E 06. TV-06 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 06. TV-06 CÁRCAMO 1 E 06. TV-06 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 06. TV-06 CÁRCAMO 2 E 06. TV-06 --- Tanque de almacenamiento
de gasolina, 20 000 bls. 01 A-300
E 07. TV-07 ANILLO 1 E 07. TV-07 ---
Tanque de almacenamiento
de Contaminados, 10 000
bls.
A-300
E 07. TV-07 ANILLO 2 E 07. TV-07 ---
Tanque de almacenamiento
de Contaminados, 10 000
bls.
01 A-300
E 07. TV-07 ANILLO 3 E 07. TV-07 ---
Tanque de almacenamiento
de Contaminados, 10 000
bls.
01 A-300
E 07. TV-07 ANILLO 4 E 07. TV-07 --- Tanque de almacenamiento
de Contaminados, 10 000 01 A-300
Página 87
Tabla B1. Censo de Unidades de control de Equipos (Continuación)
CIRCUITO
SIMECELE
UNIDAD DE
CONTROL
SIMECELE
CIRCUITO
ORIGINAL
UNIDAD DE
CONTROL
ORIGINAL
DESCRIPCIÓN No.
ISOM.
DTI
bls.
E 07. TV-07 ANILLO 5 E 07. TV-07 ---
Tanque de almacenamiento
de Contaminados, 10 000
bls.
01 A-300
E 07. TV-07 CÚPULA E 07. TV-07 ---
Tanque de almacenamiento
de Contaminados, 10 000
bls.
01 A-300
E 07. TV-07 FONDO E 07. TV-07 ---
Tanque de almacenamiento
de Contaminados, 10 000
bls.
01 A-300
E 07. TV-07 CÁRCAMO E 07. TV-07 ---
Tanque de almacenamiento
de Contaminados, 10 000
bls.
01 A-300
E 08. TV-08 ANILLO 1 E 08. TV-08 --- Tanque de almacenamiento
de 30 000 bls. 01 A-300
E 08. TV-08 ANILLO 2 E 08. TV-08 --- Tanque de almacenamiento
de 30 000 bls. 01 A-300
E 08. TV-08 ANILLO 3 E 08. TV-08 --- Tanque de almacenamiento
de 30 000 bls. 01 A-300
E 08. TV-08 ANILLO 4 E 08. TV-08 --- Tanque de almacenamiento
de 30 000 bls. 01 A-300
E 08. TV-08 ANILLO 5 E 08. TV-08 --- Tanque de almacenamiento
de 30 000 bls. 01 A-300
E 08. TV-08 CÚPULA E 08. TV-08 --- Tanque de almacenamiento
de 30 000 bls. 01 A-300
E 08. TV-08 FONDO E 08. TV-08 --- Tanque de almacenamiento
de 30 000 bls. 01 A-300
E 08. TV-08 CÁRCAMO 1 E 08. TV-08 --- Tanque de almacenamiento
de 30 000 bls. 01 A-300
E 08. TV-08 CÁRCAMO 2 E 08. TV-08 --- Tanque de almacenamiento
de 30 000 bls. 01 A-300
Página 88
Anexo C. Manual del enfoque cualitativo.
C-1 Determinación de la categoría de probabilidad
C-1.1 Factor de Equipo (FE)
Para definir el factor de equipo, se utiliza tabla C-1:
Tabla C1. Factor de equipo
Descripción Factor de
Equipo (FE)
- Si una unidad de operación completa está siendo evaluada
(Típicamente mayor a 150 elementos del equipo) 15
- Si una sección dentro de una unidad de operación estás siendo
evaluada (Típicamente entre 20-150 elementos del equipo) 5
- Si un sistema de operación estás siendo evaluada (Típicamente entre
5-20 elementos del equipo) 0
Valor global del factor de equipo (FE) 0
C-1.2 Factor de Daño (FD)
El factor de daño es una medida del riesgo, asociado con los mecanismos de daño
que son evaluados en la operación. Los mecanismos son ordenados de acuerdo
con el potencia que poseen para causar serios eventos.
Tabla C2. Factor de daño
Descripción Factor de
Daño (FD)
- Si existe algún mecanismo de daño activo que pueda causar agrietamiento
por corrosión en acero al carbón o en bajas aleaciones de acero. 5
- Si hay una posibilidad de rotura frágil, incluyendo materiales de acero al
carbon debido a una temperatura baja de operación o condiciones anormales, 4
Página 89
o materiales inadecuadamente calificados por las pruebas de impacto.
- Si hay lugares en la unidad que han sufrido fatiga mecánica por inducción
térmica y el mecanismo de fatiga aún sigue activo. 4
- Si existe ataque por hidrógeno a altas temperaturas. 3
- Si existe agrietamiento por corrosión de acero austenítico, como resultado del
proceso. 3
- Si existe corrosión localizada. 3
- Si existe corrosión generalizada. 2
- Si existe deformación a altas temperaturas, incluyendo hornos e
intercambiadores de calor. 1
- Si existe degradación de materiales como formación de la fase sigma,
carburización, esferoidización, etc. 1
- Si existe otro mecanismo de daño 1
- Si algún mecanismo de daño en operación no ha sido evaluado y
periódicamente revisado. 10
Valor global del factor de daño (FD) 7
C-1.3 Factor de Inspección (FI)
El factor de inspección es una medida de la efectividad de los programas de
inspección, para identificar el mecanismo de daño presente.
Paso 1. Inspección de Recipientes. Medir la efectividad del programa de
inspección de recipientes para identificar los mecanismos de falla.
Página 90
Tabla C3. Inspección de recipientes
Descripción Factor de
Inspección (FI)
- Si el programa de inspección es extensivo y una serie de métodos
de inspección y monitoreo están siendo utilizados. - 5
- Si existe un programa de inspección formal en el lugar y algunas
inspecciones se llevan a cabo como visual y lecturas de espesor por
métodos ultrasónico
-2
- Si no existe un programa de inspección formal en el lugar. 0
Paso 2. Inspección de Tuberías. Medir la efectividad del programa de inspección
de tuberías para identificar los mecanismos de falla.
Tabla C4. Inspección de tuberías
Descripción Factor de
Inspección (FI)
- Si el programa de inspección es extensivo y una serie de métodos
de inspección y monitoreo están siendo utilizados. - 5
- Si existe un programa de inspección formal en el lugar y algunas
inspecciones se llevan a cabo como visual y lecturas de espesor por
métodos ultrasónicos
-2
- Si no existe un programa de inspección formal en el lugar. 0
Paso 3. Programa general de inspección- ¿Qué tan exhaustivo es el programa de
inspección, así como los resultados de las inspecciones y cómo son usados para
modificar el programa de inspección?
Página 91
Tabla C5. Programa general de inspección
Descripción Factor de
Inspección
(FI)
- Si se han identificado mecanismos de deterioro para cada elemento
del equipo y el programa de inspección ha sido modificado con base
en los resultados del mismo a través de un inspector apto o un
ingeniero de materiales.
- 5
- Si el programa de inspección excluye la identificación de los
mecanismos de falla o no incluye la evaluación crítica de todas las
inspecciones.
-2
- Si el programa de inspección no cumple con ninguno de los criterios
antes mencionados. 0
El resultado global del factor de inspección (FI), es la suma de los valores
obtenidos en el paso 1 hasta el paso 3. El valor absoluto no puede exceder el
valor del factor de daño (FD).
Valor global del factor de inspección (FI) -6
C-1.4 Factor de Condición (FC)
El factor de condición tiene la intención de medir la efectividad del mantenimiento
de una planta así como los esfuerzos de limpieza.
Paso 1. En una planta, ¿cómo serían juzgadas las actividades de limpieza?
(incluyendo los programas de mantenimiento de pintura y de aislamiento)
Descripción Factor de Condición (FI)
- Significativamente mejor que lo estándares industriales. 0
- Dentro de los estándares industriales. 2
- Significativamente debajo de los estándares industriales 5
Página 92
Paso 2. La calidad del diseño y construcción de la planta es:
Descripción Factor de Condición (FI)
- Significativamente mejor que lo estándares industriales. 0
- Dentro de los estándares industriales. 2
- Significativamente debajo de los estándares industriales 5
Paso 3. En la revisión de la efectividad de los programas de mantenimiento de la
planta, se revisarán si se encuentran:
Descripción Factor de Condición (FI)
- Significativamente mejor que lo estándares industriales. 0
- Dentro de los estándares industriales. 2
- Significativamente debajo de los estándares industriales 5
El resultado global del factor de condición (FC), es la suma de los valores
obtenidos en el paso 1 hasta el paso 3.
Valor global del factor de condición (FC) 6
C-1.5 Factor de Proceso (FPr)
El factor de operación es la medida del potencial de las operaciones anormales en
el proceso o alteraciones en las condiciones de operación, que pueden conducir a
una pérdida de material.
Paso 1. El número de procesos interrumpidos planeados o no planeados, en un
plazo promedio de un año:
Página 93
Número de
interrupciones
Factor de Proceso (FP)
0 a 1 0
2 a 4 1
5 a 8 3
9 a 12 4
más de 12 5
Paso 2. Evaluar el potencial causado por exceder las variables de operación en el
proceso:
Descripción Factor de
Proceso (FP)
- Si el proceso es extremadamente estable y no existe alteración
alguna en las condiciones de operación que pudieran causar
condiciones inseguras.
0
- Algunas circunstancias inusuales podrían causar una alteración en
las condiciones de operación que comprometan las condiciones de
seguridad.
1
- Si existen alteraciones en las condiciones de operación que puedan
causar daños a los equipos o condiciones inseguras. 3
- Si la posibilidad de pérdida de material es inherente en el proceso. 5
Paso 3. Evaluar el potencial de los equipos de protección, tales como dispositivos
de relevo, que puedan pasar a ser inoperantes como resultado del taponamiento o
ensuciamiento del fluido de proceso.
Página 94
Descripción Factor de Proceso (FP)
Servicio limpio, sin potencial de
taponamiento. 0
Ensuciamiento ligero o
taponamiento ligero. 1
Ensuciamiento significativo o
taponamiento significativo. 3
Los dispositivos de protección
se encuentran alterados. 5
Valor global del factor de proceso (FPr) 3
C-1.6 Factor de Diseño Mecánico (FDM)
El factor de diseño mecánico mide algunos aspectos del diseño de operación de
algunos equipos.
Paso 1.
Descripción Factor de Diseño
Mecánico (FDM)
- Si se identifica que los equipos no fueron diseñados bajo los
códigos y estándares establecidos. 5
- Si los equipos fueron diseñados y recibieron mantenimiento con
base en códigos y normas válidos al momento de que fueron
construidos.
2
- Si los equipos fueron diseñados y recibieron mantenimiento con
base en los códigos y estándares actuales. 0
Página 95
Paso 2.
Descripción Factor de Diseño
Mecánico (FDM)
- Si el proceso es inusual o único, o las condiciones de diseño del
proceso son extremas.
Se consideran condiciones extremas de diseño las siguiente:
a. Presión mayor a 10,000 psi.
b. Temperatura mayor a 816°C.
c. Condiciones de corrosión que requieren materiales de alta
aleación (más inusuales que el acero inoxidable 316).
5
- Si el proceso es común, con condiciones normales de diseño. 2
El resultado global del factor de diseño mecánico (FC), es la suma de los valores
obtenidos en el paso 1 hasta el paso 2.
Valor global del factor de diseño
mecánico (FDM) 2
C-1.7 Factor de Probabilidad (FP)
Paso 1. Determinar el factor de probabilidad. Para determinar éste, es necesario
hacer la suma de los factores previamente determinados.
Valor del factor de probabilidad (FP) 12
Paso 2. La categoría de probabilidad es determinada, con base al factor de
probabilidad calculado en el paso 1 y utilizando la tabla C6:
Página 96
Tabla C6. Categoría de probabilidad
Factor de Probabilidad Categoría de probabilidad
0-15 1
16-25 2
26-35 3
36-50 4
51-75 5
C-2 Determinación de la categoría de consecuencia por daño.
C-2.1 Factor Químico
El factor químico es una medida de la tendencia de una sustancia química a
incendiarse. Esta sección deberá ser respondida con base al material más
representativo o predominante de la corriente. Si existen distintas corrientes de
proceso, el análisis se extenderá para cada una de ellas.
Paso 1. Determinar el “factor flash” utilizando la clasificación de peligro inflamable
de la NFPA (National Fire Protection Association).
Paso 2. Determinar el “factor de reactividad” utilizando el código establecido por la
NFPA.
Paso 3. Determinar el “factor químico” de acuerdo con la tabla C7:
Tabla C7. Factor químico
1 2 3 4
1 7 9 12 15
2 10 12 15 20
3 12 15 18 25
4 13 15 20 25
Factor de Reactividad
Fa
cto
r F
lash
Factor Químico
Página 97
C-2.2 Factor de Cantidad (FC)
El factor de cantidad representa la cantidad de material que puede ser liberado de
una unidad en un solo escenario. El factor de cantidad es tomado de la tabla C8:
Tabla C8. Factor de cantidad
Material Liberado (libras) Factor de Cantidad (FC)
< 1,000 15
1,000 – 2,000 20
2,000 – 10,000 25
10,000 – 30,000 28
30,000 – 80,000 31
80,000 – 200,000 34
200,000 – 700,000 37
700,000 – 1,000,000 39
1,000,000 – 2,000,000 41
2,000,000 – 10,000,000 45
> 10,000,000 50
C-2.3 Factor de Estado (FE)
El factor de estado depende del punto normal de ebullición de un fluido, indica la
tendencia de un fluido a vaporizarse y dispersarse en el ambiente.
Fluido Factor Químico
Premium 12
Magna 10
Diesel 10
Fluido Material liberado (lb) Factor de Cantidad
Premium 2,397,543 45
Magna 4,795,087 45
Diesel 5,145,550 45
Página 98
Tabla C9. Factor de Estado
Temperatura de ebullición (°C) Factor de Estado (FE)
Debajo de -73 8
-73 a 38 6
39 a 121 5
122 a 204 1
Arriba de 204 -3
C-2.4 Factor de Autoignición (FA)
El factor de autoignición es una sanción aplicada para aquellos fluidos que son
operados por encima de su temperatura de autoignición.
Si un fluido es operado por debajo de su temperatura de autoignición, el
factor de autoignición será de -10.
Si el fluido es operado por encima de su temperatura de autoignición, se
utilizará la tabla siguiente, basada en el punto normal de ebullición del
fluido.
Tabla C10. Factor de Autoignición
Temperatura de ebullición (°C) Factor de Autoignición (FA)
Debajo de -18 3
-18 a 150 7
Arriba de 150 13
Fluido Temperatura de ebullición (°C) Factor de Estado
Premium 99 5
Magna 99 5
Diesel 184 1
Página 99
C-2.5 Factor de Presión (FP)
El factor de presión representa una tendencia del fluido a ser liberado
rápidamente:
Tabla C11. Factor de presión
Descripción Factor de Presión (FP)
Si el fluido es un líquido dentro del equipo. -10
Si el fluido es un gas dentro del equipo y su
presión excede de 150 psig.
-10
Ninguna de las anteriores. -15
C-2.6 Factor de Crédito (FCr)
El factor de crédito es el producto de varios subfactores de los sistemas de
ingeniería, que pueden reducir el daño en un evento.
Si existe una detección de gas en el lugar que pueda detectar un 50% o
más de una fuga incipiente, al factor de crédito se le asignará un valor de
-1, de lo contrario, el valor será de 0.
Si el equipo es operado normalmente bajo una atmósfera inerte, el valor del
factor de crédito será de -1, de lo contrario se le asignará un valor de 0.
Si el sistema de contra incendio es “seguro” en el caso de un incidente
mayor (por ejemplo: en el caso de una explosión si el equipo de contra
Fluido Temperatura de autoignición (°C) Factor de Autoignición
Premium 223 -10
Magna 223 -10
Diesel 208 -10
Fluido Factor de Presión
Premium -10
Magna -10
Diesel -10
Página 100
incendio permanece intacto), el valor del factor será de -1, de lo contrario
será 0.
Si la capacidad de aislamiento de un equipo puede ser controlada
remotamente y si:
El aislamiento y los instrumentos asociados están protegidos contra
incendios y explosiones, el factor de crédito es de -1.
El aislamiento y los instrumentos asociados están protegidos
únicamente contra incendios, el factor de crédito es de -1.
No existe protección alguna en contra de incendios y explosiones, le
factor de crédito es de -1.
De lo contrario, el factor de crédito será de 0.
Si existen paredes contra explosiones alrededor del equipo más crítico, el
factor será de -1, de lo contrario se tomará un valor de 0.
Si existe protección contra fuego en los equipos y cables, el factor de
crédito será de -1, si existe protección contra fuego en los equipos o en los
cables, el factor será de 0.95, de lo contrario, el factor será de 0.
Si existe un abastecimiento de agua contra incendios que dure al menos 4
horas, el factor de crédito será de -1, de lo contrario se le asignará un valor
0.
Si existe un sistema de espuma, el factor será de -1, de lo contrario el valor
será 0.
Si existen monitores contra incendios que puedan detectar todas las áreas
de la unidad afectada, se asignará un valor de -1, de lo contrario el valor
será de 0.
Para obtener el valor del factor de crédito global, se suman los valores obtenidos
en el análisis anterior.
Fluido Factor de Crédito
Premium -2
Magna -2
Diesel -2
Página 101
C-2.7 Categoría de consecuencia por daño.
Para determinar la categoría de consecuencia por daño se siguen los siguientes
pasos:
Paso 1. Se sumarán las puntuaciones obtenidas por cada uno de los factores
analizados anteriormente.
Paso 2. De acuerdo con el valor obtenido en el paso anterior, se obtiene la
categoría de consecuencia a partir de la tabla C12:
Tabla C12. Categoría de consecuencia
Factor Categoría
0-19 A
20-34 B
35-49 C
50-79 D
> 70 E
Fluido Σ Factor
Premium 40
Magna 38
Diesel 34
Fluido Categoría
Premium C
Magna C
Diesel C
Página 102
Anexo D. Manual del enfoque cuantitativo
1) TV-01 Gasolina Premium
Parte A. Cálculo de la rapidez de liberación.
Paso 1. Calcular la rapidez de liberación.
1 Introducir el material representativo
contenido en el equipo a evaluar C6-C8
2 Introducir la categoría de inventario (Ver
tabla D1) E
2ª
Introducir el valor del inventario como el
punto intermedio del rango, o el valor
calculado (Ver tabla D1)
2, 397, 543
3 Clasificación del sistema de detección (Ver
tabla 5) B
4 Clasificación del sistema de aislamiento (Ver
tabla 5) B
5
Estimar la duración de la fuga, basada en la
clasificación de los sistemas de detección y
aislamiento.
¼” 1” 4”
40 min 30 min 20 min
6 Presión de operación 21.34 psia
7 Fase del fluido Líquido
8 Calcular la rapidez de descarga 0.337
lb/s
5.399
lb/s
86.385
lb/s
Paso 2. Determinar el tipo de descarga para cada agujero.
9 Tiempo para que se vacíe el tanque,
basado en la rapidez de descarga
118,418
min
7,401
min 463 min
10 Tipo de descarga Continua Continua Instantánea
11 Punto de ebullición 99 °C
Página 103
12 Fase del fluido Líquido
13
Duración de la descarga. (Se escribe
el menor de las líneas 5 y 9; si se trata
de una descarga instantánea, el valor
será 0)
40 min 30 min 0 min
14 Cantidad de masa liberada
instantáneamente 2, 397, 543
Parte B. Análisis de probabilidad
Paso 1. Subfactor Módulo Técnico
1. Identificar el mecanismo de daño Corrosión
2. Tiempo de servicio del equipo 20 años
3. Determinar el tipo de inspección Altamente efectiva
4. Número de inspecciones 2
5. Subfactor módulo técnico 1
6. Factor de sobre diseño 0.5
7. Subfactor global modulo técnico 0.5
8. Categoría de probabilidad A (1)
Parte C. Consecuencias: Eventos inflamables
1 Introducir el material representativo
contenido en el equipo a evaluar C6-C8
2 Tipo de descarga ¼” 1” 4”
Continua Continua Instantánea
3 Rapidez de descarga 0.34 lb/s 5.40 lb/s 86.38 lb/s
4 Clasificación del sistema de detección B
5 Clasificación del sistema de
aislamiento B
Página 104
6 Área de daño por equipo
¼” 1” 4”
4 m2 43 m2 10 m2
7 Área de fatalidades potenciales ¼” 1” 4”
9 m2 108 m2 22 m2
8 Reducción de consecuencias
(Área de daño por equipo)
¼” 1” 4”
3 m2 37 m2 8 m2
9 Reducción de consecuencias
(Área de fatalidades) 8 m2 94 m2 19 m2
Parte D. Cálculo del riesgo
1 Frecuencia genérica de falla
¼” 1” 4”
4x10-5 1x10-4 1x10-5
2 Suma de las frecuencias de falla 1.5x10-4 veces/año
3 Fracción de contribución 0.267 0.667 0.067
4 Área de daño por equipo 3 m2 37 m2 8 m2
5 Área de daño por equipo x Fracción de
contribución 0.8 m2 28 m2 0.6 m2
6 Área de fatalidades potenciales 8 m2 94 m2 19 m2
7 Área de fatalidades x Fracción de
contribución 2 m2 62 m2 1 m2
9 Suma área de daño por equipo 26 m2
10 Suma de área de fatalidades
potenciales 66 m2
11 Convertir el valor de las líneas 9 y 10
en una categoría de consecuencias, de
acuerdo a la tabla D2.
C C
Página 105
2) TV-02/03/06 Gasolina Magna
Parte A. Cálculo de la rapidez de liberación.
Paso 1. Calcular la rapidez de liberación.
1 Introducir el material representativo
contenido en el equipo a evaluar C6-C8
2 Introducir la categoría de inventario (Ver
tabla D1) E
2ª
Introducir el valor del inventario como el
punto intermedio del rango, o el valor
calculado (Ver tabla D1)
4, 795, 087
3 Clasificación del sistema de detección (Ver
tabla 5) B
4 Clasificación del sistema de aislamiento (Ver
tabla 5) B
5
Estimar la duración de la fuga, basada en la
clasificación de los sistemas de detección y
aislamiento.
¼” 1” 4”
40 min 30 min 20 min
6 Presión de operación 21.34 psia
7 Fase del fluido Líquido
8 Calcular la rapidez de descarga 0.337
lb/s
5.399
lb/s
86.385
lb/s
Paso 2. Determinar el tipo de descarga para cada agujero.
9 Tiempo para que se vacíe el tanque,
basado en la rapidez de descarga
236,837
min
14,802
min 925 min
10 Tipo de descarga Continua Continua Instantánea
11 Punto de ebullición 99 °C
12 Fase del fluido Líquido
13 Duración de la descarga. (Se escribe 40 min 30 min 0 min
Página 106
el menor de las líneas 5 y 9; si se trata
de una descarga instantánea, el valor
será 0)
14 Cantidad de masa liberada
instantáneamente 4, 795, 087
Parte B. Análisis de probabilidad
Paso 1. Subfactor Módulo Técnico
1. Identificar el mecanismo de daño Corrosión
2. Tiempo de servicio del equipo 20 años
3. Determinar el tipo de inspección Altamente efectiva
4. Número de inspecciones 3
5. Subfactor módulo técnico 1
6. Factor de sobre diseño 0.5
7. Subfactor global modulo técnico 0.5
8. Categoría de probabilidad A (1)
Parte C. Consecuencias: Eventos inflamables
1 Introducir el material representativo
contenido en el equipo a evaluar C6-C8
2 Tipo de descarga ¼” 1” 4”
Continua Continua Instantánea
3 Rapidez de descarga 0.34 lb/s 5.40 lb/s 86.38 lb/s
4 Clasificación del sistema de detección B
5 Clasificación del sistema de
aislamiento B
6 Área de daño por equipo ¼” 1” 4”
Página 107
4 m2 43 m2 10 m2
7 Área de fatalidades potenciales ¼” 1” 4”
9 m2 108 m2 22 m2
8 Reducción de consecuencias
(Área de daño por equipo)
¼” 1” 4”
3 m2 37 m2 8 m2
9 Reducción de consecuencias
(Área de fatalidades) 8 m2 94 m2 19 m2
Parte D. Cálculo del riesgo
1 Frecuencia genérica de falla
¼” 1” 4”
4x10-5 1x10-4 1x10-5
2 Suma de las frecuencias de falla 1.5x10-4 veces/año
3 Fracción de contribución 0.267 0.667 0.067
4 Área de daño por equipo 3 m2 37 m2 8 m2
5 Área de daño por equipo x Fracción de
contribución 0.8 m2 25 m2 0.6 m2
6 Área de fatalidades potenciales 8 m2 94 m2 19 m2
7 Área de fatalidades x Fracción de
contribución 2 m2 62 m2 1.3 m2
9 Suma área de daño por equipo 26 m2
10 Suma de área de fatalidades
potenciales
66 m2
11 Convertir el valor de las líneas 9 y 10
en una categoría de consecuencias, de
acuerdo a la tabla D2.
C C
Página 108
3) TV-04/05 Diesel
Parte A. Cálculo de la rapidez de liberación.
Paso 1. Calcular la rapidez de liberación.
1 Introducir el material representativo
contenido en el equipo a evaluar C9-C12
2 Introducir la categoría de inventario (Ver
tabla D1) E
2ª
Introducir el valor del inventario como el
punto intermedio del rango, o el valor
calculado (Ver tabla D1)
5, 145, 550
3 Clasificación del sistema de detección (Ver
tabla 5) B
4 Clasificación del sistema de aislamiento (Ver
tabla 5) B
5
Estimar la duración de la fuga, basada en la
clasificación de los sistemas de detección y
aislamiento.
¼” 1” 4”
40 min 30 min 20 min
6 Presión de operación 21.34 psia
7 Fase del fluido Líquido
8 Calcular la rapidez de descarga 0.350
lb/s
5.593
lb/s
89.486
lb/s
Paso 2. Determinar el tipo de descarga para cada agujero.
9 Tiempo para que se vacíe el tanque,
basado en la rapidez de descarga
245,339
min
15,334
min 958 min
10 Tipo de descarga Contnua Continua Instantánea
11 Punto de ebullición 84 °C
12 Fase del fluido Líquido
13 Duración de la descarga. (Se escribe 40 min 30 min 0 min
Página 109
el menor de las líneas 5 y 9; si se trata
de una descarga instantánea, el valor
será 0)
14 Cantidad de masa liberada
instantáneamente 5, 145, 550
Parte B. Análisis de Probabilidad
Paso 1. Subfactor Módulo Técnico
1. Identificar el mecanismo de daño Corrosión
2. Tiempo de servicio del equipo 20 años
3. Determinar el tipo de inspección Altamente efectiva
4. Número de inspecciones 3
5. Subfactor módulo técnico 1
6. Factor de sobre diseño 0.5
7. Subfactor global modulo técnico 0.5
8. Categoría de probabilidad A (1)
Parte C. Consecuencias: Eventos inflamables
1 Introducir el material representativo
contenido en el equipo a evaluar C9-C12
2 Tipo de descarga ¼” 1” 4”
Continua Continua Instantánea
3 Rapidez de descarga 0.35 lb/s 5.59 lb/s 89.49 lb/s
4 Clasificación del sistema de detección B
5 Clasificación del sistema de
aislamiento B
6 Área de daño por equipo ¼” 1” 4”
Página 110
3 m2 35 m2 7 m2
7 Área de fatalidades potenciales ¼” 1” 4”
7 m2 84 m2 16 m2
8 Reducción de consecuencias
(Área de daño por equipo)
¼” 1” 4”
3 m2 30 m2 6 m2
9 Reducción de consecuencias
(Área de fatalidades) 6 m2 72 m2 14 m2
Parte D. Cálculo del Riesgo
1 Frecuencia genérica de falla
¼” 1” 4”
4x10-5 1x10-4 1x10-5
2 Suma de las frecuencias de falla 1.5x10-4 veces/año
3 Fracción de contribución 0.267 0.667 0.067
4 Área de daño por equipo 3 m2 30 m2 6 m2
5 Área de daño por equipo x Fracción de
contribución 1 m2 20 m2 0.4 m2
6 Área de fatalidades potenciales 6 m2 72 m2 14 m2
7 Área de fatalidades x Fracción de
contribución 2 m2 48 m2 1 m2
9 Suma área de daño por equipo 21 m2
10 Suma de área de fatalidades
potenciales
51 m2
11 Convertir el valor de las líneas 9 y 10
en una categoría de consecuencias, de
acuerdo a la tabla D2.
C C
Las tablas D1-D3, servirán para realizar el análisis cuantitativo.
Página 111
Tabla D1. Rangos de Inventario
Tabla D2. Categoría de área de consecuencia
Tabla D3. Conversión del subfactor módulo técnico
Categoría Rango
A 100 - 1,000 lb
B 1,000 - 10,000 lb
C 10,000 - 100,000 lb
D 100,000 - 1,000,000 lb
E 1,000,000 - 10,000,000 lb
Valor usado en los cálculos
500
5,000
50,000
500,000
5,000,000
E
Área
< 10 ft2
10 - 100 ft2
100 - 1,000 ft2
1,000 - 10,000 ft2
> 10,000 ft2
Categoría de consecuencia
A
B
C
D
C 10 - 100
D 100 - 1,000
E > 1,000
Categoría de probabilidad Subfactor Módulo Técnico
A < 1
B 1 - 10
Página 112
Anexo E. Descripción del proceso
La Terminal de Almacenamiento y Reparto no realiza ningún proceso de
transformación, únicamente recibe, almacena y distribuye productos derivados del
petróleo como son la Gasolina Magna, Gasolina Premium y Diesel.
RECIBO DE PRODUCTO
El producto se recibe en la Terminal por medio de 2 poliductos uno de 8” de
diámetro y otro de 10” de diámetro c, el cual proviene de la refinería de
Salamanca, llega a las trampas de recibo de diablos y la estación de recibo y
medición, la cual tiene la función de recibir y cuantificar los productos provenientes
de los poliductos.
El arreglo de los equipos en el patín de medición integra instrumentos de presión,
temperatura y flujo, los cuales censan, transmiten y controlan los parámetros
requeridos, así como válvulas controladoras de presión y válvulas motorizadas
que actúan de manera automática desde el cuarto de control para direccionar el
recibo al tanque de almacenamiento seleccionado para recibir el producto.
El arreglo de los equipos del poliducto, cuya función es el recibo y medición del
producto, también integra un arreglo de tuberías e instrumentos para la calibración
del flujo, denominado probador.
RECIBO Y DESCARGA DE PRODUCTOS DESTILADOS POR AUTOTANQUES.
Otra forma de recepción de producto que tiene la a Terminal de Almacenamiento
y Reparto, es por medio de auto-tanques. La descarga se realiza por medio de
bombeo, se cuenta con tres islas dobles (una isla es una sección que integra el
área de llenado de A/T) y una bomba por isla que permite recibir todos los
productos.
El producto que se recibe en la Terminal por medio auto-tanques proviene de la
refinería de Salamanca. El recibo de producto por este medio, inicia con la revisión
del A/T (auto-tanque), ordenan la entrada al operador de Torre de control, y se
Página 113
verifica previamente en el SIMCOT (sistemas de alarma con el que cuenta la
terminal) con el propósito de saber si se cuenta con la capacidad para recibir el
volumen que se quiere descargar.
ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS DESTILADOS.
Posterior al recibo y medición del producto, estos son enviados al área de
tanques de almacenamiento, La terminal cuenta con un procedimiento de
operación para el recibo de producto por poliducto y por auto tanque, es
responsabilidad del Ingeniero de ductos entregar producto para recibo, el
Ingeniero de operación de la TAD lleva el registro de las condiciones de operación
y es el que entrega los tanques para la recepción del producto.
La instrumentación, equipos y arreglos que integran los tanques de
almacenamiento para el recibo y distribución del producto, además de la
membrana interna flotante, incluyen: válvulas de alivio térmico, válvulas de
compuerta, válvulas tipo mariposa operadas eléctricamente, válvulas macho,
sistema de telemedición, instrumento local de medición, escotilla de muestreo,
transmisores de alarmas, indicadores de nivel y de temperatura, alarmas por nivel
alto, nivel bajo, nivel alto-alto y por nivel bajo bajo.
La Terminal de Almacenamiento y Reparto León, integra en el área de
almacenamiento los siguientes tanques:
TANQUE PRODUCTO CAPACIDAD (BLS)
TV-01 Gasolina Premium 10,000
TV-02 Gasolina Magna 20,000
TV-03 Gasolina Magna 20,000
Página 114
TV-04 Gasolina Magna 10,000
TV-05 Diesel 20,000
TV-06 Diesel 20,000
TV-07 Contaminados 10,000
BOMBEO DEL PRODUCTO
Posterior al almacenamiento cuando es requerido el producto es succionado por
medio de bombas horizontales y enviado por medio de tuberías al área de
llenaderas. La instalación de este equipo dinámico integra en sus arreglos para la
adecuada operación líneas de recirculación con válvulas de relevo, la cimentación
y anclaje es de mampostería, trincheras de concreto, pisos impermeables, los
motores eléctricos son a prueba de explosión y conectados a tierra, indicadores de
presión en la succión y descarga de cada bomba, botoneras de paro de
emergencia.
En relación a medidas de seguridad y elementos instalados el área de casa de
bombas cuenta con: Sistema de aspersores, red de extintores, monitores e
hidrantes, detectores de fuego y de mezclas explosivas, drenaje aceitoso, válvulas
de relevo térmico y sardinel de contención.
LLENADO DE AUTOTANQUES.
En esta área operativa, se lleva a cabo la carga de auto tanques, el llenado se
efectúa por el fondo del auto tanque, por medio de un sistema automatizado de
suministro (SIMCOT), el auto tanque ingresa al área de llenaderas, a él se
conectan las mangueras de combustible y la conexión de sobrellenado (SKULLY),
además de insertar la manguera para la recuperación de vapores resultantes de la
evaporación del hidrocarburo.
Página 115
El área de llenado de auto tanques está integrada por islas de llenado las cuales
se indican a continuación:
No. de
Isla PRODUCTO
1 Diesel
2 Diesel
3 Diesel
4 Gasolina Magna
5 Gasolina Premium
6 Gasolina Magna
7 Gasolina Magna
8 Gasolina Magna
9 Gasolina Magna
10 Gasolina Premium
11 Gasolina Magna
12 Diesel
Página 116
En estas islas los auto-tanques son llenados por el fondo por medio de garzas
(brazo articulado de acero al carbón). Distribuyendo posteriormente el producto.
UNIDAD RECURADORA DE VAPORES (URV).
La terminal cuenta en sus instalaciones con una unidad recuperadora de vapores,
la cual tiene como objetivo principal el evitar las emisiones a la atmósfera de
vapores de hidrocarburos, las cuales se generan durante la operación de llenado
de los auto-tanques con producto.
Este sistema de recuperación de vapores utiliza en su proceso las siguientes
sustancias; Etilenglicol, Gasolina y carbón activado
FOSA SEPARADORA.
Ésta área está diseñada para recibir los posibles derrames que puedan
presentarse en el área de almacenamiento y llenaderas, por medio de la red de
drenajes aceitosos y recuperar la capa aceitosa por diferencia de densidades
entre el agua y el aceite.
Página 117
Anexo F. Diagrama de flujo de proceso simplificado
20,000 BLS.DIESEL
DIESEL20,000 BLS.
20,000 BLS.GASOLINA MAGNA
GASOLINA PREMIUM10,000 BLS.
TV-4
10,000 BLS.GASOLINA MAGNA
C.B.
POLIDUCTO
20,000 BLS.GASOLINA MAGNA
TV-2TV-1
TV-5
TV-3
TV-6
CONTAMINADOS
TV-7
10,000 BLS.CONTAMINADOS
LLENADERAS
Página 118
Anexo G. Diagrama de árbol de decisiones.
Fase del
fluido:
Gas
No existe ignición Dispersión Segura
Debajo de la temperatura de autoignición Bola de fuego
Ignición temprana Bola de fuego
Ignición tardía
Llamarada
Deflagración explosiva
Fase del
fluido:
Líquido
No existe ignición Dispersión Segura
Existe ignición Fuego de chorros
Descarga Instantánea
Fase del
fluido:
Gas
No existe ignición Dispersión Segura
Debajo de la temperatura de autoignición Dardo de fuego
Ignición temprana Dardo de fuego
Ignición tardía
Llamarada
Deflagración explosiva
Descarga Contínua
Fase del
fluido:
Líquido
No existe ignición Dispersión Segura
Existe ignición
Dardo de fuego
Fuego de chorros
I
I
![UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO …132.248.9.195/ptd2013/abril/0691802/0691802.pdfDe acuerdo con Norma Álvarez “[…] significa “un quantum de conocimiento” e implica](https://static.fdocuments.ec/doc/165x107/61498244080bfa626014a7ef/universidad-nacional-autnoma-de-mxico-1322489195ptd2013abril0691802-de.jpg)
